Постановление Правительства Свердловской области от 24 мая 2010 г. N 821-ПП "Об утверждении Программы развития электроэнергетического комплекса Свердловской области на 2010-2015 годы и на перспективу до 2020 года" (утратило силу)

Постановление Правительства Свердловской области
от 24 мая 2010 г. N 821-ПП
"Об утверждении Программы развития электроэнергетического комплекса Свердловской области на 2010-2015 годы и на перспективу до 2020 года"

ГАРАНТ:

Постановлением Правительства Свердловской области от 14 июня 2012 г. N 652-ПП настоящее постановление признано утратившим силу

В целях учета предложений Правительства Свердловской области о перечне объектов электроэнергетики и их размещении на территории Российской Федерации в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 года, в соответствии с пунктом 25 постановления Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" координационной комиссией по разработке документов по развитию электроэнергетического комплекса Свердловской области разработана программа развития электроэнергетического комплекса Свердловской области на 2010-2015 годы и на перспективу до 2020 года.

В целях обеспечения энергетической безопасности Свердловской области, развития индустриального и социального комплексов, качественного и надежного энергоснабжения потребителей энергии Правительство Свердловской области постановляет:

1. Утвердить Программу развития электроэнергетического комплекса Свердловской области на 2010-2015 годы и на перспективу до 2020 года (прилагается).

2. Признать утратившим силу постановление Правительства Свердловской области от 26.07.2006 г. N 638-ПП "Об основных направлениях развития электроэнергетического комплекса Свердловской области на 2006-2015 годы" (Собрание законодательства Свердловской области, 2006, N 7-3, ст. 989).

3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на министра энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Свердловской области, члена Правительства Свердловской области Шевелева Ю.П.

Председатель Правительства Свердловской области

А.Л. Гредин

г. Екатеринбург

24 мая 2010 года

N 821-ПП

Программа
развития электроэнергетического комплекса Свердловской области на 2010-2015 годы и на перспективу до 2020 года
(утв. постановлением Правительства Свердловской области от 24 мая 2010 г. N 821-ПП)

1. Общая характеристика региона

Территория Свердловской области занимает площадь 194 тыс. кв.км, население 4,395 млн. человек. В городах проживает 83,4 процента населения. Крупные города - Екатеринбург (1363,8 тыс. человек), Нижний Тагил (374,5 тыс. человек), Каменск-Уральский (181,6 тыс. человек), Первоуральск (159,2 тыс. человек), Серов (100,3 тыс. человек).

Основная часть населения (более 80 процентов) проживает в 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 2009 году приходится 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.

В Свердловской области имеются собственные топливно-энергетические ресурсы. Запасы угля незначительны и добыча его в настоящее время сокращается. 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 млрд. куб.м в год. Гидроэнергоресурсы представлены в основном малыми реками (на реки Тура, Верхотурская ГЭС - 7 МВт). На территории Свердловской области располагаются существенные запасы торфа (более 3 млрд. т.у.т.), его добыча и использование на топливные нужды на протяжении длительного периода сокращались, в 1985 году достигнутый уровень добычи - 3,5 млн. т.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики субъекта Российской Федерации за пятилетний период

Характеристика энергосистемы

На территории энергосистемы Свердловской области действуют электростанции, принадлежащие следующим компаниям: ОАО "Концерн Энергоатом", ОАО "ОГК-1", ОАО "ОГК-2", ОАО "Энел ОГК-5", ОАО "ТГК-9", ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго", а также блок-станции промышленных предприятий.

Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы на 1 января 2010 года составила 9237,4 МВт. На территории Свердловской области в 2009 году был осуществлен ввод двух газовых турбин на газотурбинной ТЭЦ ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго" в городе Екатеринбурге (18 МВт).

В настоящее время более 96 процентов электроэнергии Свердловской области вырабатывается на импортируемом топливе. Баланс электрической мощности энергосистемы Свердловской области является избыточным.

Наиболее крупные электростанции, расположенные на территории области: Рефтинская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Новосвердловская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС, Богословская ТЭЦ, Красногорская ТЭЦ, Свердловская ТЭЦ, Первоуральская ТЭЦ, Качканарская ТЭЦ, Белоярская АЭС.

Более половины от всей установленной мощности энергосистемы 4981,5 МВт (54 процента) 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 ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Урала, филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания". Есть объекты 110 кВ, которые принадлежат организациям-потребителям.

На территории энергосистемы находятся электрические сети напряжением 500, 220, 110 кВ и ниже.

Динамика потребления электроэнергии в Свердловской области за последние 5 лет

За период с 2005 по 2007 год наблюдался рост электропотребления до уровня 47,4 млрд. кВтч. В 2008 году рост остановился, а в 2009 году электропотребление области составило 41,9 млрд. кВтч (на 12,08 процента ниже, чем в 2008 году).

Динамика потребления электроэнергии по Свердловской энергосистеме, начиная с 2005 года, представлена в таблице 1.

Таблица 1

Динамика потребления электроэнергии Свердловской области

Наименование показателя	2005 году	2006 году	2007 году	2008 году	2009 году
Электропотребление, млн. кВт.ч	44394,6	46321,8	47761,8	47709,2	41947,8
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт.ч.	-	1927,2	1440,0	-52,6	-5761,4
Среднегодовые темпы прироста, процентов	-	4,34	3,11	-0,11	-12,08

Структура электропотребления Свердловской области

В структуре электропотребления Свердловской области по итогам 2008 года преобладает "промышленное" потребление - 52,6 процента. В том числе 44,81 процента занимают предприятия обрабатывающей промышленности и 7,74 процента приходится на добывающие производства. Потребление населения (8,52 процента), транспорт и связь (6,58 процента).

Крупными секторами потребления электрической энергии являются: "прочие" потребители, включая сферу услуг и коммунальный сектор, - 14,17 процента, население - 8,52 процента, предприятия транспорта и связи - 6,58 процента. Предприятия сельского хозяйства и строительная сфера занимают незначительную долю в общем объеме потребления.

Кроме того, 8,06 процента в структуре потребления составляют потери в электрических сетях и 7,17 процента - расход энергии на собственные нужды на электростанциях.

Структура электропотребления на территории Свердловской области в 2005-2008 годах представлена в таблице 2.

Таблица 2

Структура электропотребления Свердловской области

Наименование показателя	2008 год
1	2
Всего	100 процентов
промышленное производство	52,6 процента
строительство	1,99 процента
производственные нужды сельского хозяйства	0,95 процента
транспорт и связь	6,58 процента
потреблено населением всего	8,52 процента
сфера услуг и прочие виды	14,17 процента
потери в сетях	8,06 процента
собственные нужды электростанций	7,17 процента

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии

Крупные потребители электроэнергии в Свердловской энергосистеме представлены в таблице 3.

Таблица 3

Крупные потребители электроэнергии в Свердловской энергосистеме

Отрасль	N п/п	Наименование предприятия
1	2	3
Производство продукции черной металлургии	1	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"
Производство цветных металлов	1	ОАО "Уралэлектромедь"
	2	ОАО "Среднеуральский медеплавильный завод"
	3	ОАО "Святогор"
	4	ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"
	5	филиалы "БАЗ-СУАЛ" и "УАЗ-СУАЛ" ОАО "СУАЛ"
Машиностроение	1	ОАО "Уральский завод тяжелого машиностроения"
	2	ОАО "Уралхиммаш"
	3	ОАО "Уралэлектротяжмаш"
	4	ФГУП "Уралвагонзавод"
Добывающая промышленность	1	ОАО "Качканарский ГОК "Ванадий"
	2	ОАО "Высокогорский ГОК"
	3	ОАО "Севуралбокситруда"
Производство прочих неметаллических минеральных продуктов	1	ОАО "Сухоложскцемент"
	2	ОАО "Невьянский цементный завод"
	3	ОАО "Ураласбест"

Динамика изменения максимума нагрузки и крупных узлов нагрузки за последние 5 лет

Динамика изменения собственного максимума нагрузки Свердловской энергосистемы представлена в таблице 4.

Таблица 4

Динамика изменения максимума нагрузки Свердловской энергосистемы

Наименование показателя	2006 год	2007 год	2008 год	2009 год
Собственный максимум нагрузки, МВт	6971	7045	7035	6510
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт	-	74	-10	-525
Темп прироста, проценты	-	1,06	-0,14	-7,46

В 2009 году собственный максимум нагрузки составил 6510 МВт (снижение максимума нагрузки по отношению к 2008 году на 7,46 процента). В целом за период с 2007 по 2009 год снижение собственного максимума нагрузки энергосистемы составило 461 МВт (среднегодовой темп прироста - 2,25 процента).

Динамика потребления тепловой энергии в регионе и структура отпуска теплоэнергии от электростанций и котельных Свердловской области

Достигнутый уровень производства составляет порядка 70 млн. Гкал/год, из них 56 процентов покрывается от электростанций ОГК и ТГК. Кроме того, в покрытии тепловых нагрузок участвует около 3000 котельных и блок-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 блок-станций - 12,6 процента;

от котельных - 44,7 процента;

город Каменск-Уральский (8,5 млн. Гкал/год):

Красногорская ТЭЦ - 49,4 процента;

от блок-станций - 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 блок-станции - 26 процента;

от котельных - 58,3 процента;

город Нижний Тагил (8 млн. Гкал/год):

ТЭЦ НТМК - 39 процента;

ТЭЦ УВЗ - 45,5 процента;

от котельных - 15,5 процента.

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 (4,62 млн. Гкал/год), Уральский алюминиевый завод (3,04 млн. Гкал/год), Качканарский ГОК (0,22 млн. Гкал/год), Первоуральский новотрубный завод (0,25 млн. Гкал/год), Уралмашзавод (0,25 млн. Гкал/год).

Структура установленной мощности

Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы на 1 января 2010 года составила 9237,4 МВт. На территории Свердловской области в 2009 году был осуществлен ввод двух газовых турбин на ГТ ТЭЦ Екатеринбургской (18 МВт). Более половины от всей установленной мощности энергосистемы 4981,5 МВт (54 процента) приходится на две электростанции - Рефтинскую ГРЭС и Среднеуральскую ГРЭС, принадлежащие ОАО "ОГК-5".

Структура установленной мощности Свердловской области представлена в таблице 5.

Таблица 5

Структура установленной мощности на 1 января 2010 года

Тип электростанции	Наименование	Установленная мощность, МВт	Доля от установленной мощности энергосистемы Свердловской области, проценты
1	2	3	4
АЭС	АЭС всего	600	6,5
	Росэнергоатом	600	6,5
ГЭС	ГЭС всего	7	0,1
	ТГК	7	0,1
ТЭС	ТЭС всего	8630,4	93,4
	ОГК	7004,5	75,8
	ТГК	1218	13,2
	Прочие ГК	36	0,4
	Блок-станции	371,9	4,0
Итого	Энергосистема в целом:	9237,4	100

Состав существующих электростанций

Информация о составе, месторасположении, установленной мощности электростанций, находящихся на территории Свердловской области, представлена в таблице 6.

Таблица 6

Состав электростанций, находящихся на территории Свердловской области

N строки	Наименование	Установленная мощность на 1 января 2010 года, МВт	Место расположения электростанции
1	2	3	4
1	ОАО "Концерн Росэнергоатом"	600.0
2	Белоярская АЭС	600.0	поселок Заречный
3	Электростанции ОГК	7004.5
4	ОАО "ОГК-1"	1497.0
5	Верхне-Тагильская ГРЭС	1497.0	город Верхний Тагил
6	ОАО "ОГК-2"	526.0
7	Серовская ГРЭС	526.0	город Серов
8	ОАО "ОГК-5"	4981.5
9	Рефтинская ГРЭС	3800.0	поселок Рефтинский
10	Среднеуральская ГРЭС	1181.5	город Среднеуральск
11	Электростанции ТГК	1225.0
12	ОАО "ТГК-9"	1225.0
13	Свердловский филиал	1225.0
14	Ново-Свердловская ТЭЦ	550.0	город Екатеринбург
15	Нижнетуринская ГРЭС	284.0	город Нижняя Тура
16	Богословская ТЭЦ	141.0	город Краснотурьинск
17	Красногорская ТЭЦ	121.0	город Каменск-Уральский
18	Качканарская ТЭЦ	50.0	город Качканар
19	Свердловская ТЭЦ	36.0	город Екатеринбург
20	Первоуральская ТЭЦ	36.0	город Первоуральск
21	Верхотурская ГЭС	7.0	Верхотурский район (река Тура)
22	Электростанции независимых производителей электроэнергии	36.0	_
23	ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго"	36.0
24	ГТ ТЭЦ г. Реж	18.0	город Реж
25	Екатеринбургская ГТ ТЭЦ	18.0	город Екатеринбург
26	Блок-станции	371.9
27	ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината	149.9	город Нижний Тагил
28	ТЭЦ ВИЗа	100.0	город Екатеринбург
29	ТЭЦ Уралвагонзавода	98.0	город Нижний Тагил
30	ТЭЦ ТМЗ	24.0	город Екатеринбург
31	Итого по Свердловской энергосистеме, МВт	9237.4

Установленная тепловая мощность электростанций

Информация об установленной тепловой мощности, основном и резервном топливе электростанций, находящихся на территории Свердловской области, представлена в таблице 7.

Таблица 7

Состав электростанций, находящихся на территории Свердловской области

N строки	Наименование	Тепловая мощность на 1 января 2010 года, Гкал/ч	Основное топливо	Резервное топливо
1	2	3	4	5
1	ОАО "Концерн Энергоатом"
2	Белоярская АЭС	1200	ядерное
3	Электростанции ОГК
4	ОАО "ОГК-1"
5	Верхне-Тагильская ГРЭС	121	уголь, природный газ	уголь, мазут
6	ОАО "ОГК-2"
7	Серовская ГРЭС	177	уголь с возможностью сжигания сезонных избытков газа	уголь
8	ОАО "ОГК-5"
9	Рефтинская ГРЭС	350	уголь	уголь
10	Среднеуральская ГРЭС	1326	природный газ	мазут
11	Электростанции ТГК
12	ОАО "ТГК-9"
13	Свердловский филиал
14	Ново-Свердловская ТЭЦ	890	природный газ	-
15	Нижнетуринская ГРЭС	510	уголь, с возможностью сжигания газа	уголь
16	Богословская ТЭЦ	1045	уголь, с возможностью сжигания газа	уголь
17	Красногорская ТЭЦ	1006	уголь, с возможностью сжигания газа	уголь
18	Качканарская ТЭЦ	531	природный газ	мазут
19	Свердловская ТЭЦ	1430	природный газ	мазут
20	Первоуральская ТЭЦ	967	природный газ	мазут
21	Верхотурская ГЭС	0
22	Электростанции независимых производителей электроэнергии
23	ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго"
24	ГТ ТЭЦ город Реж	нет данных
25	Екатеринбургская ГТ ТЭЦ	нет данных
26	Блок-станции
27	ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината	нет данных
28	ТЭЦ ВИЗа	нет данных
29	ТЭЦ Уралвагонзавода	нет данных
30	ТЭЦ Уральского завода тяжелого машиностроения	нет данных
31	Итого по Свердловской энергосистеме	9553

Возрастная структура оборудования электростанций

На электростанциях энергосистемы Свердловской области около половины оборудования (45,3 процента, или 4182 МВт) было введено в период с 1971 по 1980 год. Порядка 20 процентов турбинного оборудования электростанций введено более 50 лет назад (до 1960 года). Полный список электростанций с указанием возрастной структуры оборудования представлен в таблице 8.

Таблица 8

Возрастная структура оборудования электростанций Свердловской области, МВт

Наименование	Всего	до 1960 года	1961-1970 годы	1971-1980 годы	1981-1990 годы	1991-2000 годы	2001-2009 годы
1	2	3	4	5	6	7	8
Верхотурская ГЭС
гидроагрегат	7,0			7,0
Белоярская АЭС
3 БН-600	600,0			600,0
Верхне-Тагильская 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 Т-88-90	88,0	88,0
6 Т-88-90	88,0	88,0
7 К-100-90	100,0	100,0
8 К-100-90	100,0	100,0
Всего по станции	526,0	526,0
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-300-240	300,0		300,0
10 Т-277-240	277,0		277,0
11 Т-277-240	277,0		277,0
13 ГТ-12	11,5						11,5
Всего по станции	1181,5	78,0	1092,0				11,5
Нижнетуринская ГРЭС
4 Р-10-130	10,0	10,0
5 Р-10-130	10,0	10,0
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	284,0	284,0
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
4 Р-21-29	21,0	21,0
6 Т-33-29	33,0	33,0
7 Р-20-29	20,0	20,0
8 Р-6-29	6,0	6,0
9 Р-6-29	6,0	6,0
10 Р-5-29	5,0	5,0
Всего по станции	141,0	141,0
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-110-130	110,0				110,0
Всего по станции	550,0				550,0
ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината
1 ПТ-29-29	29,0						29,0
3 ПТ-30-29	30,0						30,0
4 Р-12-29	11,5						11,5
5 Р-12-90	12,0		12,0
6 ПТ-30-90	30,0						30,0
7 ПТ-12-35	12,0						12,0
21 Р-7-29	6,7						6,7
22 Р-7-29	6,7						6,7
23 Р-12-90	12,0						12,0
Всего по станции	149,9		12,0				137,9
ТЭЦ Уралвагонзавода
2 Т-17-29	17,0	17,0
3 Т-20-29	20,0	20,0
4 П-24-29	24,0	24,0
5 Р-20-90	20,0		20,0
6 Р-17-90	17,0				17,0
Всего по станции	98,0	61,0	20,0		17,0
ТЭЦ Уральского завода тяжелого машиностроения
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 ВИЗа
1 ПТ-25-90	25,0			25,0
2 ПР-25-90	25,0			25,0
3 ПР-25-90	25,0			25,0
4 К-25-90	25,0						25,0
Всего по станции	100,0			75,0			25,0
ГТ ТЭЦ (город Реж)
1 ГТ-9 (Т)	9,0					9,0
2 ГТ-9 (Т)	9,0					9,0
Всего по станции	18,0					18,0
Екатеринбургская ГТ ТЭЦ
1 ГТ-9 (Т)	9,0						9,0
2 ГТ-9 (Т)	9,0						9,0
Всего по станции	18,0						18,0
Свердловская область	9237,4	2111,0	2455,0	4182,0	567,0	30,0	192,4
АЭС	600,0			600,0
ГЭС	7,0			7,0
ТЭС	8630,4	1811,0	2455,0	3575,0	567,0	30,0	192,4
Доля, проценты	100	19,6	26,6	45,3	6,1	0,3	2,1

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Собственное производство электроэнергии в энергосистеме в 2009 году составило 49106,64 млн. кВт.ч (93,9 процента от уровня 2008 года). Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности представлена в таблице 9.

Таблица 9

Структура выработки электроэнергии в 2008-2009 годах

Год	Производство электроэнергии всего, млн. кВт.ч	в том числе:
		АЭС		ТЭС		ГЭС		блок-станции
		млн. кВт.ч	Доля, проценты	млн. кВт.ч	Доля, проценты	млн. кВт.ч	Доля, проценты	млн. кВт.ч	Доля, проценты
2008	52318,0	4084	7,8	45846	87,8	20	0	2368	4,5
2009	49276,9	4022	8,2	45235	87,0	20	0	2230,2	4,8

Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет

В 2009 году межсистемные перетоки из Свердловской энергосистемы в связи с излишней выработкой электроэнергии составили 7033,6 млн. кВт.ч. и передача излишка мощности - 1348,00 МВт (таблица 10).

Таблица 10

Баланс электроэнергии и мощности Свердловской энергосистемы в 2009 году

Наименование показателя	Потребление	Производство	Перетоки
Электроэнергия, млн. кВтч	42073,0	49106,6	-7033,6
Мощность, МВт	6499,0	7847,0	-1348,0

Структура топливного баланса электростанций и котельных

Достигнутый уровень производства электроэнергии на электростанциях Свердловской области - 52,5 млрд. кВтч (в том числе 4,1 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 47 млн. т.у.т., в том числе электростанциями области потребляется свыше 22 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 израсходовано 16,06 млн т.у.т. органического топлива.

Структура органического топлива, используемого при выработке электроэнергии тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 46 процентов, уголь - 53 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 - 50 процентов, уголь - 41 процент, продукты переработки нефти - 0,5 процента, ядерное топливо - 6 процентов, прочее - 2,5 процента.

Структура топлива, потребляемого котельными, составляет: газ - 85 процентов, уголь - 7 процентов, продукты переработки нефти - 8 процентов.

Удельный расход топлива на отпущенный кВтч составил 358,7 грамма условного топлива.

Удельный расход топлива на отпущенную Гкал электростанциями составляет 164,4 кг.у.т., котельными 168,1 кг.у.т.

Наименее экономичными являются:

Серовская ГРЭС - 463,6 г.у.т. на кВтч, 177,9 кг.у.т. на Гкал;

Нижнетуринская ГРЭС - 409,4 г.у.т. на кВтч, 165,1 кг.у.т. на Гкал;

Богословская ТЭЦ - 537,9 г.у.т. на кВтч, 153,3. кг.у.т. на Ккал;

Красногорская ТЭЦ - 505,1 г.у.т. на кВтч, 157,6 кг.у.т. на Гкал.

Основной угольной базой для электростанций Свердловской области является Экибастузский бассейн (Казахстан, Павлодарская обл.) Природный газ поступает из Западной Сибири. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области представлена на рисунке 2.

Структура топливопотребления ТЭС

Основные характеристики электросетевого хозяйства Свердловской области

В Свердловской области сложился развитый электросетевой комплекс: в собственности и эксплуатации ОАО "ФСК ЕЭС" (МЭС Урала) сети напряжением 500, 220 кВ (ПС 500 кВ - 4 штук, ПС 220 кВ - 22 штук, ВЛ 500 кВ - 2045,43 км, ВЛ 220 кВ - 3317,58 км).

В собственности и эксплуатации (в том числе аренда и бесхозяйные) филиала ОАО "МРСК Урала"-"Свердловэнерго" сети напряжением 220, 110, 35 кВ, 6-10-0,4 кВ. ПС 220 кВ - 2 штук, ПС 110 кВ - 265 штук, 35 кВ - 91 штук, РП, ТП 10-6/0,4 кВ - 7563 штук, ВЛ 220 кВ - 0,0268 тыс. км, ВЛ 110 кВ - 7,978 тыс. км, ВЛ-35 кВ - 1,847 тыс. км, ВЛ 10-0,4 кВ - 24,885 тыс. км.

Иные собственники: ПС 220 кВ - 8 штук.

Кроме того, распредустройства электростанций: 500 кВ - 1 штук, 220 кВ - 7 штук, 110 кВ - 13 штук. Данные по характеристике сетевого комплекса приведены в таблице 11.

Таблица 11

Характеристика сетевого комплекса по классам напряжения

Объекты электросетевого комплекса	Установленная мощность	Штуки, тыс.км
1	2	3
Класс напряжения 500 кВ
Количество ПС		4
Количество ВЛ		2,045
Класс напряжения 220 кВ
		32
Количество ВЛ		3,344
Класс напряжения 110 кВ
Количество ПС		265
Количество ВЛ		7,978
Класс напряжения 35 кВ
Количество ПС		91
Количество ВЛ		1,847

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 12.

Таблица 12

Внешние связи энергосистемы Свердловской области

Наименование энергосистемы	N п/п	Диспетчерское наименование линии электропередачи
1	2	3
Энергосистема Курганской области	1	ВЛ 220 кВ Высокая-Каменская
	2	ВЛ 110 кВ Верхние Ключи-Каменская
	3	ВЛ 110 кВ Каменская-Колчадан
Энергосистема Республики Башкирия	1	ВЛ 35 кВ Сажино-Усть-Итимская
Энергосистема Тюменской области	1	ВЛ 500 кВ РефтГРЭС-Тюмень 1,2
	2	ВЛ 220 кВ Тавда-Тюмень
	3	ВЛ 110 кВ -Увал
	4	ВЛ 110 кВ МДФ-Тавда
	5	ВЛ 110 кВ Сотник-Тавда 2
	6	ВЛ 110 кВ Молчаново-Устье
	7	ВЛ 110 кВ Гужевое-Кармак
	8	ВЛ 110 кВ Верховино-Перевалово
	9	ВЛ 110 кВ Атымья-Картопья 1,2
Энергосистема Челябинской области	1	ВЛ 500 кВ РефтГРЭС-Козырево
	2	ВЛ 500 кВ Шагол-Южная
	3	ВЛ 220 кВ БАЭС-Мраморная
	4	ВЛ 220 кВ Каменская-Кунашак
	5	ВЛ 110 кВ 19 км-Каменская
	6	ВЛ 110 кВ Малахит-Уфалей 1,2
	7	ВЛ 35 кВ Рыбино-Ларино
Энергосистема Пермского края	1	ВЛ 500 кВ Калино-Тагил
	2	ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС-Емелино
	3	ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент
	4	ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская
	5	ВЛ 220 кВ Ирень-Партизанская
	6	ВЛ 110 кВ Краснуфимская-Романовка
	7	ВЛ 110 кВ Качканар-Промысла

3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы Свердловской области

Особенности функционирования энергосистемы

Электроэнергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими особенностями:

наличие значительной доли электростанций, работающих в базовой части графика нагрузок (атомные и ТЭЦ);

избыточный баланс электрической энергии и мощности энергосистемы;

диверсифицированность генерации по топливу, позволяющая обеспечить более надежное электроснабжение потребителей;

развитые межсистемные связи, обеспечивающие возможность выдачи избыточной мощности в соседние энергосистемы (Курганскую, Челябинскую);

системообразующая сеть и развитый сетевой комплекс в основном обеспечивают устойчивые связи и надежное электроснабжение потребителей.

Электронергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими проблемами:

значительное количество электросетевых объектов имеет высокий физический износ и требует незамедлительной реконструкции;

требуется реконструкция и модернизация общесистемных средств управления (РЗА, ПАА, АИИСКУЭ);

в эксплуатации остается значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, что снижает надежность энергосистемы и является негативным экологическим фактором;

на территории области находятся в эксплуатации ветхие линии 110 кВ и ниже и подстанции, срок эксплуатации которых превысил нормативный;

отмечается пониженное напряжение в Талицких, Артемовских и Западных электрических сетях (Восточном энергоузле) филиала ОАО "МРСК Урала" Свердловэнерго вследствие значительных протяженностей ЛЭП, отсутствия центров питания 500-220 кВ и устройств компенсации реактивной мощности;

в городе Екатеринбурге 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;

на территории области выявлено 199 бесхозяйных трансформаторных подстанций и 1141 км распределительных сетей, эксплуатация которых находится на низком уровне или отсутствует, вследствие чего они ветшают и становятся неспособны нести расчетную нагрузку, не обеспечивают параметры ГОСТа по качеству (сверхнормативное падение напряжения и потери);

недостаточное финансирование реконструкции сети низкого уровня напряжения;

распределенная на больших расстояниях нагрузка ведет к значительным затратам на создание условий для присоединения;

распределительные сети низкого напряжения находятся в собственности более 100 собственников, количество которых растет. Данные собственники не несут ответственности за надежное электроснабжение потребителей, общая надежность и управляемость таких сетей снижается;

проблема оформления сервитутов на земельные участки охранных зон, доступа к территориям частной застройки, по которым проходят линии;

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.

Системные характеристики энергосистемы Свердловской области

Екатеринбургский энергоузел:

Питание района осуществляется от центров питания 500, 220 кВ:

шины 110 кВ ПС 500 кВ Южная;

шины 110 кВ ПС 220 кВ Искра, Калининская;

а также от шин 110 кВ электрических станций:

СУГРЭС, НСТЭЦ.

Питание потребителей осуществляется в основном по сети 110 кВ, соединяющей центры питания 220 кВ и источники генерации. Отключающая способность значительного количества выключателей 110 кВ не соответствует значениям токов короткого замыкания при замкнутых транзитах 110 кВ. По этой причине нормально секционированы 6 транзитов 110 кВ на следующих объектах:

ПС 500 кВ Южная - В 110 кВ Академическая и Петрищевская;

ПС 110 кВ Свердловская - В 110 кВ Звезда;

СвТЭЦ - СВ 110 кВ;

ПС 110 кВ Сибирская - В 110 кВ Калининская 1 и 2;

СВ 110 кВ на ПС Арена и Октябрьская.

Противоаварийное управление в энергорайоне отсутствует, за исключением устройств АЧР, АВР и АРЛ, действующих на отключение перегружающегося элемента. Статистика потребления электрической энергии приведена в таблице 13.

Таблица 13

Статистика потребления электрической энергии

2003 год	2007 год	2008 год	2009 год
1038 МВт	1191 МВт	1211 МВт	1368 МВт

Около 30 процентов нагрузки района составляет потребление населения.

Источниками генерации являются:

ТЭЦ УМП, Руст = 100 МВт;

СвТЭЦ, Руст = 36 МВт;

ТЭЦ ЕМУП "МЭС", Руст = 24 МВт.

Суммарная установленная мощность станций составляет 160 МВт при потреблении района до 1368 МВт в 2009 году.

Пропускная способность ряда ВЛ 110 кВ ограничена оборудованием ПС, таким как ВЧЗ, ТТ, разъединители, выключатели, ошиновка.

Источники реактивной мощности в энергоузле отсутствуют.

Наиболее тяжелыми ремонтными схемами с точки зрения обеспечения допустимых параметров как ремонтного, так и послеаварийного режимов, являются:

ремонт СШ 220 кВ СУГРЭС;

ремонт СШ 220 и 110 кВ ПС 500 кВ Южная;

ремонт ВЛ 220 кВ Искра - СУГРЭС 1 или 2;

ремонт AT-1 или АТ-2 ПС 220 кВ Искра;

ремонт ВЛ 110 кВ на транзите 110 кВ НСТЭЦ-Сибирская.

К основным особенностям энергоузла можно отнести следующее:

высокие темпы роста потребления электрической мощности существующими потребителями;

активное подключение новых потребителей, в том числе обусловленное строительством крупных жилых микрорайонов (микрорайон Академический);

дефицит автотрансформаторной мощности 220/110 кВ в послеаварийных и ремонтных режимах;

недостаточная пропускная способность электрической сети 110 кВ;

высокая вероятность каскадного развития аварии с полным погашеним ПС 110 и 220 кВ на транзитах Свердловская-Искра-Южная-Сибирская, то есть большей части города Екатеринбурга;

невозможность проведения ремонтов электросетевого оборудования без ввода графиков ограничения потребления электрической мощности при ряде схемно-режимных ситуаций;

превышение токов КЗ отключающей способности выключателей 110 кВ;

высокая загрузка ВЛ и КЛ 35 кВ;

предельная загрузка трансформаторов 110 кВ;

моральный и физический износ распределительной сети 35 кВ, по ряду объектов превышен нормативный срок службы;

наличие воздушных линий электропередач до 110 кВ на селитебной территории города.

отсутствуют возможности размещения на существующих площадях новых инженерных сетей, что приводит к удорожанию проектов развития электрической сети.

Одной из причин увеличения рисков каскадного развития аварии является отсутствие устройств АРЛ на основных перегружающихся ВЛ 110 кВ. В результате перегрузки ВЛ могут отключаться с повреждением оборудования ПС или ВЛ без возможности быстрого восстановления электроснабжения.

В качестве режимных мероприятий возможно только замыкание транзитов 110 кВ, что приводит к превышению токов короткого замыкания отключающей способности выключателей, однако в противном случае соблюдение требований методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных приказом министерства энергетики Российской Федерации от 30.06.2003 г. N 277, в ремонтных схемах невозможно без ввода графиков аварийного ограничения потребления электрической мощности даже в нормальном ремонтном режиме.

Восточный энергорайон

Район характеризуется протяженными связями 110 кВ, распределенной нагрузкой, отсутствием генерирующих мощностей. С востока энергорайон имеет нормальное секционирование по сети 110 кВ на связи с энергосистемой Тюменской области. Наличие секционирования обусловлено режимом работы ВЛ 110 кВ на территории Тюменской энергосистемы. Противоаварийное управление в энергорайоне отсутствует, за исключением устройств АВР, АЧР, ЧДЗ, предназначенной для деления сети при технологических нарушениях в Тюменской энергосистеме.

Потребление района по данным зимних контрольных замеров составляет:

2003 год	2007 год	2008 год	2009 год
152 МВт	141 МВт	139 МВт	155 МВт

Нагрузка энергорайона в основном сельскохозяйственная, тяговая и бытовая, крупные промышленные предприятия в районе отсутствуют.

Питание энергорайона осуществляется от двух основных центров питания: ПС 220 кВ Сирень и ПС 220 кВ Ница. При этом питание обеих указанных ПС 220 кВ осуществляется с шин 220 кВ РефтГРЭС.

Источники реактивной мощности отсутствуют, за исключением БСК 52 MBАр на ПС 220 кВ Ница, которая связана с узлом одной достаточно протяженной ВЛ 110 кВ, что делает влияние указанной БСК на уровни напряжений в рассматриваемом районе крайне низким.

Наиболее тяжелыми ремонтными схемами с точки зрения обеспечения допустимых параметров как ремонтного, так и послеаварийного режимов, являются:

ремонт СШ 220 кВ РефтГРЭС;

ремонт ВЛ 220 кВ РефтГРЭС-Сирень;

ремонт ВЛ 220 кВ Ница-РефтГРЭС;

ремонт ВЛ 110 кВ на транзитах 110 кВ Камышлов-Сухой Лог, Камышлов-Сирень, Сирень-Юшала.

Основными проблемами энергорайона являются: низкие уровни напряжений, дефицит реактивной мощности, невозможность проведения ремонтов оборудования электросетевого комплекса и Рефтинской ГРЭС без замыкания транзитов с энергосистемой Тюменской области, высокие риски аварийного отключения потребителей Восточного энергорайона в ремонтных режимах вследствие снижения напряжения существенно ниже минимально-допустимых пределов.

В качестве режимных мероприятий доступно лишь одно средство - замыкание транзитов 110 кВ с энергосистемой Тюменской области, что не всегда возможно. Замыкание указанных транзитов 110 кВ существенно осложнено тем фактом, что параллельная работа с Тюменской энергосистемой по сети 110 кВ приводит к шунтированию сети 500 кВ сетью 110 кВ. В таком режиме загрузка сети 110 кВ существенно зависит от перетоков мощности по сети 500 кВ между Тюменской и Свердловской энергосистемами.

Серово-Богословский узел

Питание Серово-Богословского энергоузла осуществляется по:

ВЛ 500 кВ БАЗ-Тагил;

ВЛ 220 кВ НТГРЭС-Сосьва;

ВЛ 220 кВ НТГРЭС-Сопка;

ВЛ 220 кВ Салда-Кошай;

ВЛ 110 кВ НТГРЭС-Выя;

ВЛ 110 кВ Кошай-Предтурье.

Потребление района по данным зимних контрольных замеров по данным Свердловского РДУ составляет:

2006 год	2007 год	2008 год	2009 год
989 МВт	1062 МВт	975 МВт	904 МВт

Более 50 процентов нагрузки узла - промышленная.

Источники генерации в энергоузле:

Богословская ТЭЦ - Руст =141 МВт;

Серовская ГРЭС - Руст = 526 МВт.

Источники реактивной мощности:

БСК (Qycт = 50 МВАр) на ПС 110 кВ Черемухово;

БСК (Qycт = 50 МВАр) на ПС 220 кВ Белка;

БСК (Qycт = 50 МВАр) на ПС 220 кВ Кошай;

2хСК (Qycт = 50 МВАр) на ПС 220 кВ Краснотурьинск.

Узел имеет развитое противоаварийное управление: автоматика управления мощностью для сохранения устойчивости (АУМСУ), АОСН, АРЛ 110 кВ, кнопки САОН, АЧР, АЧРС.

Наиболее тяжелыми ремонтными схемами с точки зрения обеспечения допустимых параметров как ремонтного, так и послеаварийного режимов, являются:

ремонт ВЛ 500 кВ БАЗ-Тагил;

ремонт ВЛ 220 кВ НТГРЭС-Сосьва;

ремонт ВЛ 220 кВ НТГРЭС-Сопка;

ремонт ВЛ 220 кВ Сосьва-Сопка;

ремонт ВЛ 220 кВ Сосьва-СеровГРЭС;

ремонт ВЛ 220 кВ Сосьва-Краснотурьинск.

Несмотря на наличие ВЛ 500 кВ и сети 220 кВ узел характеризуется недостаточно надежной связью с системой, дефицитом реактивной мощности, специфической нагрузкой узла с высоким tg, невозможностью проведения плановых ремонтов электрической сети без режимных ограничений (при некоторых ремонтах требуется ввод графиков ограничения потребления электрической мощности в случае возврата потребления узла к докризисным уровням), значительными объемами отключения потребителей в аварийных режимах действием ПА (до 360 МВт), возможностью выделения узла на раздельную работу со снижением частоты и работой АЧР.

Также к проблемам функционирования отдельных районов энергосистемы можно отнести следующее:

высокая загрузка АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Тагил не позволяет вывести в ремонт одну из АТГ или СШ 500 кВ без проведения специальных режимных мероприятий, в том числе с наложением существенных ограничений на источники генерации и перетоки по сети 500 кВ;

низкие уровни напряжений в послеаварийных схемах существенно осложняют вывод в ремонт ВЛ 220 кВ Сирень-Красноуфимская, Красноуфимская-Продольная, АТ-1 или 2 и секций 220 кВ ПС 220 кВ Красноуфимская. Вывод в ремонт указанного оборудования возможен только при условии замыкания нормально секционированных транзитов 110 кВ с энергосистемой Пермского края.

Большое количество заявок на технологическое присоединение и отсутствие единой проектной проработки схемы развития Первоуральского узла могут привести к существенному осложнению режимной ситуации.

Анализ энергетической безопасности (ЭнБ) 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 по ЭнБ (рисунок 3). Состояние энергетической безопасности в УрФО значительно лучше. Основными причинами неудовлетворительного состояния ЭнБ Свердловской области являются:

низкая доля собственных источников в балансе котельно-печного топлива;

высокий удельный расход условного топлива на производство электроэнергии;

высокий износ основных производственных фондов;

относительно высокое экологическое давление тепловых электростанций на территорию области.

На этом же рисунке пунктирной линией показано гипотетическое состояние энергетической безопасности Свердловской области при исключении показателей электроэнергетики из числа рассматриваемых индикаторов. На основании положения этой линии можно утверждать, что проблемы электроэнергетики в настоящее время значительно снижают ЭнБ территории (повышают оценки кризисности по ЭнБ). Таким образом, решение насущных проблем электроэнергетической отрасли на территории Свердловской области позволит значительно улучшить энергетическую безопасность территории.

Проблемы 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 рост альтернативной ценности газа как экспортного ресурса и как химического сырья, выход на мировые цены ведут к необходимости снижения его доли в топливном балансе электростанций. Такая задача вновь ставится в энергетической стратегии России.

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. Поэтому приоритетом в формировании топливного баланса в Свердловской области должны стать диверсификация и надежное взаиморезервирование видов топлива. Учитывая, что через Свердловскую область проходят головные участи магистральных газопроводов, а уголь является дальнепривозным, целесообразно сохранить в топливном балансе ее электростанций весомую долю газа.

Перевод электростанций на сжигание угля требует капитальных вложений и вызывает ухудшение технико-экономических показателей эксплуатации электростанций, что препятствует использованию мощности электростанций в базисном режиме при рыночных критериях вовлечения.

Наиболее крупные риски по обеспечению топливом связаны с экспортным происхождением Экибастузского угля, дальностью перевозок угля, нарастанием напряженности баланса газа, который будет формироваться с участием импортного газа. Смягчение рисков можно обеспечить созданием значительных резервов газа в сжиженной форме и путем подземного хранения.

В среднесрочной перспективе эффективность использования привозных углей в энергетике Свердловской области будет зависеть от развития транспортной инфраструктуры.

Кроме угля и газа для Свердловской области важна перспектива развития Белоярской АЭС в качестве одной из крупнейших электростанций, 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.

Проблемы генерирующих мощностей Свердловской области

В настоящее время 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:

комплексное планирование модернизации энергетического оборудования;

вывод изношенного оборудования из эксплуатации;

замена (реконструкция) оборудования;

2) ограничение конденсационной мощности в летний период из-за нехватки водных ресурсов. Для решения данной проблемы необходимо:

установка сухих градирен;

подключение потребителей горячего водоснабжения в летний период от других источников (котельных);

3) исчерпание емкости существующих золоотвалов. Для решения данной проблемы необходимо:

внедрение систем сухого золоудаления;

использование золы в производстве строительных материалов;

смена топлива на более калорийное с меньшей зольностью, где это возможно;

4) экологическая проблема - низкая эффективность золоулавливающих устройств. Для решения данной проблемы необходимо осуществить следующие мероприятия:

реконструкция золоулавливающих устройств;

реконструкция систем газоочистки;

реконструкция котлов, горелочных устройств.

5) в настоящее время в Свердловской области не разрабатываются 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 (171 кг/Гкал против 140-150 кг/Гкал), а также приведет к удорожанию 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;

6) отсутствие долгосрочной заинтересованности собственников тепловых сетей в эффективной эксплуатации сетей. Совершенствование нормативной и законодательной базы позволит решить эту проблему;

7) отсутствие экономических рычагов в теплоснабжении. Решением проблемы является принятие расширенных тарифов в теплоснабжении промышленных и бытовых потребителей (двухставочных тарифов);

8) в настоящее время нет мотивационного механизма для развития энергоисточников малой и средней мощности, способных работать на местных энергоресурсах (в первую очередь торфе, лесных ресурсах).

4. Основные направления развития электроэнергетики Свердловской области

Цели и задачи развития электроэнергетики Свердловской области

Основные цели развития электроэнергетики Свердловской области:

покрытие потребности региона в электроэнергии в объеме, достаточном для реализации инновационного сценария развития (обеспечение самобалансирования);

обеспечение надежного и безопасного (в техническом и экологическом плане) энергоснабжения потребителей;

эффективное использование топливно-энергетических ресурсов региона с учетом экологических требований;

сохранение интеграции электроэнергетической системы региона, независимо от форм собственности и производственно-организационной структуры;

модернизация электроэнергетического комплекса с оптимизацией топливного баланса для повышения энергетической эффективности, обеспечения развития (конкурентоспособности) экономики и повышения качества жизни населения.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности

Прогноз потребления электроэнергии в Свердловской области - умеренный и максимальный представлен в таблицах 14, 15 и рисунке 4 соответственно.

Таблица 14

Прогноз потребления электроэнергии - умеренный вариант

Наименование	Единица измерения	2008 год	2009 год	2010 год	2015 год	2020 год
Э год	млрд. кВтч	47,71	42,12	42,47	49,93	59,63
Р макс. собств.	млн. кВт	7,04	6,24	6,27	7,34	8,70
Т мах	час/год	6782	6750	6770	6800	6850
Р мах. совм.	млн. кВт	6,96	6,18	6,21	7,30	8,65
Т макс. совм.	час/год	6858	6818	6838	6841	6891
К совм.с ОЭС	о.е.	0,99	0,99	0,99	0,99	0,99

Таблица 15

Прогноз потребления электроэнергии - максимальный вариант (Целевой)

Наименование	Единица измерения	2008 год	2009 год	2010 год	2015 год	2020 год
Э год	млрд. кВтч	47,71	42,12	42,53	50,43	63,59
Р макс. собств.	млн. кВт	7,04	6,24	6,28	7,36	9,22
Т мах	час/год	6782	6750	6775	6850	6900
Р мах. совм.	млн. кВт	6,96	6,18	6,22	7,32	9,16
Т макс. совм.	час/год	6858	6818	6843	6891	6941
К совм.с ОЭС	о.е.	0,99	0,99	0,99	0,99	0,99

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разработанный ОАО "СО ЕЭС" (данные с официального сайта ОАО "СО ЕЭС"), представлен в таблицах 16, 17 и рисунках 5, 6 соответственно.

Таблица 16

Прогноз спроса на электрическую энергию, млн. кВт*час

Годы	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Потребление ОЗ	42382	43438	44455	45291	46325	49030

Таблица 17

Прогноз спроса на электрическую мощность, МВт

Энергоузлы	Годы
	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
ОЗ	6509	6600	6709	6826	6922	7040	7346
Серово-Богословский	896	923	956	994	1020	1072	1240
Екатеринбургский	1368	1409	1431	1456	1500	1530	1570
Первоуральский	659	662	712	752	758	786	820
Восточный	155	156	157	159	160	161	166

Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных потребителей

Работа по прогнозированию потребления тепловой энергии не проводилась.

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Свердловской области

В Свердловской области в соответствии с разработанным энергетическим балансом к 2020 году прогнозируется рост электрических нагрузок с достижением максимального уровня 9000 МВт. 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.

Запланировано строительство современных атомных блоков БН-800 и БН-1200 с соответствующими сроками вводов до 2015 и 2020 годов. Принимая во внимание ранее разработанные программные документы (Соглашение с РАО "ЕЭС России" от 14 декабря 2006 года, Основные направления развития электроэнергетического комплекса Свердловской области на 2006-2015 годы, утвержденные постановлением Правительства Свердловской области от 26.07.2006 года N 638), предложения генерирующих компаний, договоры предоставления мощности на ОРЭ (ДПМ) и позицию Правительства Свердловской области, к 2015 году установленная электрическая мощность электростанций Свердловской области может составить 11566,4 МВт, а к 2020 году - 13082,4 МВт при минимальном выводе из эксплуатации устаревших энергомощностей. Указанные величины позволяют либо сдвинуть сроки ввода ряда мощностей на более поздние сроки, либо осуществить более масштабный вывод из эксплуатации генерирующего оборудования, отработавшего парковый ресурс. Информация по изменению установленной мощности основных электростанций Свердловской области представлена в таблице 18.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Номер названного постановления следует читать как "638-ПП"

Таблица 18

Изменение установленной мощности основных электростанций Свердловской области

Установленная мощность, МВт	2010	2011-2015	2016-2020
1	2	3	4
Верхне-Тагильская ГРЭС	1497	1662	1752
Серовская ГРЭС	526	576	800
Среднеуральская ГРЭС	1591.5	1923.5	1923.5
Нижнетуринская ГРЭС	284	416	568
Новобогословская ТЭЦ		440	440
Первоуральская ТЭЦ	36	36	86
Демидовская ТЭС			1000
Белоярская АЭС	600	1400	1400
Рефтинская ГРЭС	3800	3800	3800
Новосвердловская ТЭЦ	550	550	550
Свердловская ТЭЦ	36	36	36
Красногорская ТЭЦ	121	121	121
Богословская ТЭЦ	141	141	141
Качканарская ТЭЦ	50	50	50
Верхотурская ГЭС	7	7	7
Блок-станции	371,9	371,9	371,9
Электростанции независимых производителей электроэнергии	36	36	36
Итого	9647,4	11566,4	13082,4

Показатели изменения установленной мощности в период 2016-2020 годов носят прогнозный характер и в основном не подкреплены обязательствами генерирующих компаний. Однако эти значения позволяют оценить масштабы и ожидаемые результаты прорабатываемых в настоящее время проектов.

Прогнозный баланс мощности электроэнергетического комплекса Свердловской области представлен в таблице 19.

Таблица 19

Прогнозный баланс мощности электроэнергетического комплекса Свердловской области

	2010 год	2011-2015 годы	2016-2020 годы
Установленная мощность, МВт	9647,4	11566,4	13082,4
Располагаемая мощность, МВт	9078,2	10988,1	12572,2
Рабочая мощность, МВт	7428,5	9137,5	10596,7
Потребление (с учетом резерва 6 процентов)	5454,9	5799,0	6822,0
Сальдо-переток ((+) - выдача, (-) - прием)	1973,6	3338,5	3774,7

Ограничения мощности снижают установленную мощность на 5,9 процента в 2010 году, на 5,0 процента в период с 2011-2015 годы и на 3,9 процента в период с 2016-2020 годы.

Ремонты дополнительно снижают установленную мощность на 17,1 процента в 2010 году, на 16,0 процента в период с 2011-2015 годы и на 15,1 процента в период с 2016-2020 годы.

Итого суммарно из-за ограничений и ремонтной мощности рабочая мощность ниже установленной мощности энергообъектов в Свердловской области на 23,0 процента в 2010 году, на 21,0 процент в период с 2011-2015 годы и на 19,0 процентов в период с 2016-2020 годы.

Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период

При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Свердловской области потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.

Развитие электрических сетей на территории Свердловской области

Выделяются следующие семь основных направлений развития электрических сетей Свердловской энергосистемы (ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала):

1) объекты электрических сетей, необходимые для выдачи мощности вновь строящихся и расширяемых электростанций

В настоящее время отсутствуют проектные разработки схем выдачи мощности для большинства электростанций, как сооружаемых (расширяемых) в период до 2015 года, так и в период до 2020 года. Приведенные далее объекты являются результатом экспертной оценки возможных схем выдачи мощности новых электростанций, они подлежат корректировке в процессе выполнения проектных работ.

Белоярская АЭС-2 (блок БН-800, блок БН-1200 МВт) В настоящее время разработана и утверждена схема выдачи мощности блока БН-800 БАЭС-2, включающая заходы ВЛ 500 кВ Южная - Шагол на Белоярскую АЭС-2 (2x1x75 км), ВЛ 500 кВ Белоярская АЭС-2 - Емелино (180 км), заходы ВЛ 220 кВ БАЭС - Окуневская (2x4 км) на Белоярскую АЭС-2, заходы одной цепи ВЛ 220 кВ БАЭС - Каменская на Белоярскую АЭС-2 (2x3 км). Все объекты, в том числе ОРУ 220 и 500 кВ БАЭС-2 с установкой АТГ 500/220 кВ вводятся одновременно к моменту пуска блока в 2014 г. Для выдачи мощности блока БН-1200 рекомендовано сооружение ВЛ 500 кВ БАЭС-2 - Исеть (90 км) с ПС 500кВ Исеть.

В настоящее время ФСК рассматривает вариант сооружения ПС 500 кВ Исеть для выдачи мощности блока БН-800 в район города Каменск-Уральский.

Демидовская ТЭС в поселке Староуткинск (2 блока по 500 МВт), строительство захода ВЛ 500 кВ Южная - Тагил 2x40 км, заход ВЛ 220 кВ Емелино - Первоуральская 2x2x60 км.

Ново-Богословская ТЭЦ (2 блока ПГУ - 220 МВт), строительство ВЛ 220 кВ Ново-Богословская ТЭЦ - БАЗ, ВЛ 220 кВ Ново-Богословская ТЭЦ - Краснотурьинск.

Нижнетуринская ГРЭС (2 блока ПГУ - 240 МВт) врезкой в линию 500 кВ Тагил - БАЗ (схема не разработана)

Среднеуральская ГРЭС (2 блока ПГУ - 400 МВт), для первого блока - восстановление подключения ВЛ 220 кВ СУГРЭС - Калининская-1 с ликвидацией отпайки от ВЛ 220 кВ ВТГРЭС (Песчаная-1) - СУГРЭС на ПС Калининская, двухцепная ВЛ 220 кВ СУГРЭС - ПС Сварочная (10 км), подключаемая шлейфовым заходом ВЛ 220 кВ СУГРЭС - Песчаная-1 с переустройством ВЛ 220 кВ в районе ПС Сварочная, образуются ВЛ 220 кВ: СУГРЭС - Калининская, СУГРЭС - Сварочная-1, СУГРЭС - Сварочная-2, Песчаная - Калининская; для второго и последующих блоков - заходы ВЛ 500 кВ Южная - Тагил, 2x30 км, ОРУ 500 кВ на СУГРЭС с АТГ 500/220 кВ мощностью 501 MB.А.

Серовская ГРЭС (2 блока ПГУ - 400 МВт), заход ВЛ 220 кВ Краснотурьинск - Сосьва на Серовскую ГРЭС (2x5 км), сооружение ВЛ 220 кВ Серовская ГРЭС - Кошай (120 км), (схема не разработана)

ВТГРЭС (3 блока ПГУ - 330 МВт) строительство линии ВТГРЭС - Емелино 220 км (схема не разработана)

Первоуральская ТЭЦ (ПГУ - 50 МВт) строительство заходов ВЛ 110 кВ Хромпик - Первоуральск, 2x2x10 км.

Требуется разработка схем выдачи мощности по вышеперечисленным расширяемым электростанциям, по утвержденному ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "СО ЕЭС" типовому техническому заданию;

2) развитие сетевого комплекса, связанного с появлением нагрузок новых потребителей.

Для электроснабжения крупных потребителей (ОАО "КУМЗ", ОАО "ПНТЗ", ОАО "НТМК", ОАО "Русский магний", МО "город Екатеринбург") необходима разработка схем их внешнего электроснабжения. По предварительной оценке потребуется сооружение следующих электросетевых объектов:

ПС 220 кВ Трубная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ СУГРЭС-Первоуральская (2x7 км) и ВЛ 220 кВ Емелино-Трубная (15 км);

ПС 220 кВ Магний с ВЛ 220 кВ БАЭС - Магний (2x40 км);

ПП 220 кВ Исеть с заходами ВЛ 220 кВ БАЭС - Каменская (2x10 км);

ПС 220 кВ КУМЗ с ВЛ 220 кВ Исеть - КУМЗ (2x12 км).

При этом ряд объектов:

ПС 500 кВ Катаба;

Заходы ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тагил на ПС 500 кВ Катаба;

Заходы двух ВЛ 220 кВ Тагил - Салда на ПС 500 кВ Катаба;

ВЛ 500 кВ Ильково - БАЗ;

ВЛ 220 кВ БАЭС-2 - Магний;

ВЛ 220 кВ Катаба - Сталь;

ПС 220 кВ Магний;

ВЛ 220 кВ ПС 220 кВ Каменская - ПС 220 кВ КУМЗ;

ПС 220 кВ КУМЗ;

ПС 220 кВ Сталь (НТМК),

отсутствует в Схеме и программе развития ЕЭС России на 2010-2016 годы. Их сооружение ожидается позднее 2015 года, в связи с этим их перечисление носит предположительный характер и в дальнейшем будет уточняться;

3) повышение надежности и пропускной способности сети с учетом присоединения новых потребителей:

ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ (199,8 км) с расширением ПС БАЗ;

ПС 500 кВ Сосьва с заходами ВЛ 500 кВ Тагил - БАЗ (2x1 км);

ПС 220/110 кВ Рябина с заходами ВЛ 220-110 кВ (2x1 км);

ПС 220/110 кВ Надежда с заходами ВЛ 220-110 кВ (2x6 км);

ВЛ 220 кВ Малахит - Мраморная (70 км);

ПС 220 кВ Центральная с кабельными линиями (2x6 км);

ВЛ 220 кВ Анна-Сирень (30 км);

создание кольца 220 кВ вокруг города Екатеринбурга (2x20 км);

ПС 220 кВ Маян с ВЛ 220 кВ Исеть - Маян (2x50 км);

реконструкция ВЛ 220 кВ РефтГРЭС - Окунево 1 и 2 с заменой провода на провод большего сечения;

4) реконструкция и строительство объектов 110 кВ:

строительство одной КЛ 110 кВ Петрищевская-Рябина - 2011 год и второй КЛ 110 кВ Петрищевская-Рябина - 2012 год;

реконструкция ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ, Весна - Сибирская и НСТЭЦ -Сибирская с заменой провода на провод большего сечения - к 2011 году;

реконструкция ВЛ 110 кВ Асбест - Дачная с заменой провода на провод большего сечения - в 2010-2011 годах;

реконструкция ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Свердловская 1 и 2 с заменой провода на провод большего сечения - в 2012 году;

реконструкция ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1 и 2 с заменой провода на провод большего сечения - в 2013 году;

реконструкция сети 110 кВ в связи с вводом энергоблока 400 МВт на Серовской ГРЭС - 2013 год и вводом двух энергоблоков 220 МВт на Ново-Богословской ТЭЦ - в 2014, 2015 годах;

реконструкция сети 110 кВ в соответствии с проектом "Развитие электрических сетей 110-220 кВ города Екатеринбург и прилегающих районов на период до 2010-2025 гг." - в 2011-2015 годах;

электроснабжение строящегося района "Академический" в городе Екатеринбург в соответствии с проектными решениями - 2012 года (Необходима проектная проработка схемы внешнего электроснабжения района "Академический);

5) источники реактивной мощности (ИРМ):

В период до 2015 года для обеспечения нормируемых уровней напряжения в сетях Свердловской энергосистемы необходимо:

заменить выведенную из эксплуатации батарею статических конденсаторов (БСК) мощностью 50 МВАр на ПС 220 кВ Красноуфимская -2012 год;

заменить СК 2*50 МВАр на ПС 220 кВ Краснотурьинск;

установить регулируемые источники реактивной мощности на ПС 110 кВ Североуральск (50 МВАр) и ПС 110 кВ Ферросплав (100 Мвар);

установить регулируемые источники реактивной мощности на ПС 110 кВ Поклевская (50 МВАр);

установить регулируемые источники реактивной мощности на транзитах 110 кВ Красноуфимская - Уфимка - Михайловская и Красноуфимская - Арти - Михайловская (50 МВАр);

6) объемы реконструкции ("МЭС Урала")

1 подстанция 500 кВ (Тагил),

5 подстанций 220 кВ;

7) в рамках реализации проекта "Урал Промышленный - Урал Полярный" - предлагается следующее развитие электрических сетей (сведения следует оценивать как справочные и предварительные, подлежащие уточнению):

ПС 500 кВ Бурмантово;

ВЛ 500 кВ Сосьва - Бурмантово (270 км);

ВЛ 500 кВ Бурмантово - Тольинская ТЭС (330 км);

ВЛ 500 кВ Бурмантово - Няганская ГРЭС (410 км).

Для разработки вариантов схем выдачи мощности новых станций, схем внешнего электроснабжения крупных потребителей, проверки работоспособности предложенных схем выполнения специальных электрических и технико-экономических расчетов необходима разработка Схемы развития электроэнергетического комплекса Свердловской области до 2015 года с перспективой до 2020 года.

Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе

На основании балансов электрической и тепловой энергии.

Сводные характеристики потоков ТЭР по вариантам прогноза

Динамика ресурсов без досчета на малых потребителей	Вариант 1 инерционный (объемы расхода и доли в суммарном расходе ТЭР)						Вариант 2 роста (объемы расхода и доли в суммарном расходе ТЭР)
	2005 год		2010 год		2015 год		2005 год		2010 год		2015 год
	Объем, млн. т.у.т.	Доля, проценты	Объем	Доля, проценты	Объем	Доля, проценты	Объем	Доля, проценты	Объем	Доля, проценты	Объем	Доля, проценты
Уголь в электроэнергетике	8311	34,21	9015	34,62	11121	36,07	8311	34,21	9726	35,04	11801	36,00
Газ в электроэнергетике	14698	60,50	15678	60,21	18234	59,15	14698	60,50	16613	59,86	19407	59,20
Тепло- и электроэнергия в конечном потреблении ТЭР	21595	58,50	24111	60,59	26033	61,62	21595	58,50	25650	60,33	28483	61,32

	2005 год	2015 (I вариант)	2015 (II вариант)
Производство электроэнергии, млрд. кВтч	46,130	68,273	72,451
Производство тепловой энергии, млн. Гкал	70,134	74,924	79,235
Потребление органического топлива на производство электрической энергии, т.у.т.		18849216	19988242
Потребление органического топлива на производство тепла электростанциями, т.у.т.		6235622	6658192
в том числе газа, т.у.т.		5439251	5807853
в том числе уголь, т.у.т.		796371	850339
Потребление органического топлива на производство тепла котельными, т.у.т.		5419811	5787097
в том числе газа, т.у.т.		5002429	5341430
в том числе уголь, т.у.т.		417382	445667

Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Свердловской области

Перспективное развитие теплосетевого хозяйства - как энергоисточников, так и тепловых сетей - в основном можно связать с интенсивным жилищным строительством в крупных городах. Примером может служить город Екатеринбург: строительство микрорайона "Академический" и Уральского федерального университета потребует ввода электрических мощностей порядка 300-400 МВт и тепловой мощности порядка 800-1000 Гкал/ч. Намечается также развитие города в северо-восточной части (Верхняя Пышма, Эльмаш). В связи с этим появляется дефицит тепловой мощности порядка 500-700 Гкал/ч, покрытие которого возможно двумя альтернативными вариантами: развитие СУГРЭС либо сооружение нового энергоисточника.

Исследования состояния и эффективности работы систем теплоснабжения в Свердловской области не ведутся. Необходима разработка схем теплоснабжения с уточнением объемов теплового рынка, которую будут закрывать новые электрические мощности.

5. Условия реализации Программы

Для реализации Программы:

необходима разработка схемы развития электроэнергетического комплекса Свердловской области до 2015 года с перспективой до 2020 года силами проектной организации с выполнениями расчетов;

необходима разработка схем выдачи мощностей расширяемых и вновь сооружаемых электростанций;

необходим проектный задел по объектам, включенным в программу;

необходимо наличие источников финансирования инвестиционных программ субъектов в необходимом объеме.

6. Перечень предлагаемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Свердловской области

N	Наименование станции	Вид топлива	По состоянию на 2010 год			2011-2015 годы			2016-2020 годы
			количество турбоагрегатов	тип турбоагрегатов	установленная мощность	количество турбоагрегатов	тип турбоагрегатов	установленная мощность на 2015 год	количество турбоагрегатов	тип турбоагрегатов	установленная мощность на 2020 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1.	Верхне-Тагильская ГРЭС Свердловская область, город Верхний Тагил	газ, уголь	4	Т-88-90	352	4	Т-88-90	352	4	Т-88-90	352
		газ, уголь	2	К-100-90	200	2	К-100-90	200
		газ, уголь	2	К-165-130	330	1	К-165-130	165
		газ	3	К-205-130	615	3	К-205-130	615	2	К-205-130	410
		газ	-	-	-	1	ПГУ-330	330	1	ПГУ-330	330
		газ	-	-	-	-	-	-	2	ПГУ-330	660
	Итого по станции				1497			1662			1752
2	Серовская ГРЭС Свердловская область, город Серов	газ, уголь	3	К-50-90	150				-	-	-
		газ, уголь	2	Т-88-90	176	2	Т-88-90	176	-	-	-
		газ, уголь	2	К-100-90	200				-	-	-
		газ	-	-	-	1	ПГУ-400	400	1	ПГУ-400	400
		газ	-	-	-	-	-	-	1	ПГУ-400	400
	Итого по станции				526			576			800
3	Среднеуральская ГРЭС Свердловская область, город Среднеуральск	газ	2	Р-16-29	32
		газ	1	ПР-46-29	46
		газ	2	Т-100-130	200	2	Т-100-130	200	2	Т-100-130	200
		газ	1	Р-38-130	38	1	Р-38-130	38	1	Р-38-130	38
		газ	2	Т-277-240	554	2	Т-277-240	554	2	Т-277-240	554
		газ	1	К-300-240	300	1	К-300-240	300	1	К-300-240	300
		газ	1	ГТ-12	11,5	1	ГТ-12	11,5	1	ГТ-12	11,5
		газ	1	ПГУ-400	410	1	ПГУ-400	410	1	ПГУ-400	410
						1	ПГУ-400	410	1	ПГУ-400	410
	Итого по станции				1591,5			1923,5			1923,5
4	Нижнетуринская ГРЭС Свердловская область, город Нижняя Тура	уголь, газ	2	Р-10-100	20
		уголь,газ	3	Т-88-90	264	2	Т-88-90	176	1	Т-88-90	88
		газ	-	-	-	1	ПГУ-240	240	1	ПГУ-240	240
		газ							1	ПГУ-240	240
	Итого по станции				284			416			568
5	Новобогословская ТЭЦ Свердловская область, город Краснотурьинск	газ				2	ПГУ-220	440	2	ПГУ-220	440
	Итого по станции				-			440			440
6	Первоуральская ТЭЦ, Свердловская область, город Первоуральск	газ	3	Р-6-35	18	3	Р-6-35	18	3	Р-6-35	18
		газ	1	ПР-6-35-10	6	1	ПР-6-35-10	6	1	ПР-6-35-10	6
		газ	1	ПР-12-35-8,0	12	1	ПР-12-35-8,0	12	1	ПР-12-35-8,0	12
		газ							1	ПГУ-50	50
	Итого по станции				36			36			86
7	Демидовская ТЭС, город Староуткинск	уголь							2	ПСУ-500	1000
	Итого по станции										1000
8	Белоярская АЭС Свердловская область, город Заречный	ядерное	1	БН-600	600	1	БН-600	600	1	БН-600	600
			-	-	-	1	БН-800	800	1	БН-800	800
									1	БН-1200 (*	1200
	Итого по станции				600			1400			1400
	Итого по станциям				4534,5			6453,5			7969,5
	Итого по всем станциям Свердловской области				9647,4			11566,4			13082,4

(* - установленная мощность блока не учитывается в прогнозном балансе мощности электроэнергетического комплекса Свердловской области

7. Предложения по развитию электрических сетей единой национальной электрической сети (ЕНЭС) на территории Свердловской области

N	Наименование объекта	Проектная мощность (МВА, км)		Сроки начала и окончания строительства (годы)**	Ориентир, сметная стоимость, млн. рублей, без НДС****	Объем работ. Назначение. Обоснование необходимости
1	2	3		4	5	6
	Итого, по МЭС Урала, в том числе	1478 км; 180 МВар; 10 465 МВА			107 328,21
	Объекты для выдачи мощности электростанций. АЭС и ТЭС
1	Заходы ВЛ 500 кВ Южная-Шагол на Белоярскую АЭС-2*	150 км 180 МВар		2011-2014	7 205,0	строительство заходов ВЛ 500 кВ длиной 75 км и установка ШР 180 МВар
2	Сооружение ПС 500 кВ Исеть	501 МВА		2010-2014	2 112,2	строительство ПС 500 кВ Исеть с установкой трех однофазных автотрансформаторов мощностью по 167 МВА каждый (надстройка ОРУ 500 кВ на ПС 220 кВ Каменская)
3	Заходы ВЛ 500 кВ РефтГРЭС-Козырево на ПС 500 кВ Исеть	30 км		2011-2014	1 004,7	строительство заходов ВЛ 500 кВ длиной 15 км
4	ВЛ 500 кВ БАЭС-2-Исеть	80 км		2011-2014	3 711,4	сооружение ВЛ 500 кВ длиной 80 км
5	Заходы ВЛ 220 кВ Окунево-БАЭС на Белоярскую АЭС-2*	6 км		2012-2014	344,0	строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной 3 км
6	Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ БАЭС-Каменская на Белоярскую АЭС-2*	8 км		2012-2014	367,0	строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной 4 км
7	ОРУ 500 кВ и ОРУ 220 кВ БАЭС-2*	668 МВА		2010-2014	5 834,7	установка в ОРУ 500 кВ трех однофазных автотрансформаторов мощностью 167 МВА каждый, а также установка резервного однофазного автотрансформатора - 167 МВА
8	Восстановление подключения ВЛ 220 кВ СУГРЭС - Калининская-1 с ликвидацией отпайки от ВЛ 220 кВ ВТГРЭС (Песчаная-1) - СУГРЭС на ПС Калининская, двухцепная ВЛ 220 кВ СУГРЭС - ПС Сварочная (10 км), подключаемая шл. заходом ВЛ 220 кВ СУГРЭС - Песчаная-1 с переустройством ВЛ 220 кВ в районе ПС Сварочная, образуются ВЛ 220 кВ: СУГРЭС - Калининская, СУГРЭС - Сварочная-1, СУГРЭС - Сварочная-2, Песчаная - Калининская	20 км		2009-2010	570,0	сооружение двух ВЛ 220 кВ длиной по 10 км
9	ВЛ 220 кВ Серовская ГРЭС - Сосьва*	40 км		2014-2016	784,0	строительство двух ВЛ 220 кВ длиной 20 км
10	ВЛ 220 кВ Ново-Богословская ТЭЦ - БАЗ*	20 км		2012-2014	788,0	строительство двухцепной ВЛ 220 кВ длиной по 10 км
11	ВЛ 220 кВ Ново-Богословская ТЭЦ - Краснотурьинск *	20 км		2013-2015	788,0	строительство двухцепной ВЛ 220 кВ длиной по 10 км
	Итого по объектам выдачи мощности электроснаций:	374 км; 1169 МВА			23 509
	Объекты нового строительства
	500 кВ
12	ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ с расширением ПС БАЗ	199 км		2007-2010	8 348,3***	строительство ВЛ 500 кВ длиной 199 км. Установка трех однофазных автотрансформаторов мощностью 167 МВА каждый (АТГ мощностью 501 МВА)
		501 МВА
13	ПС 500 кВ Сосьва с заходами ВЛ 500 кВ Тагил-БАЗ*	1002 МВА		2015-2016	4 455,9	установка двух АТГ мощностью 501 МВА
		2 км				строительство заходов ВЛ 500 кВ длиной 1 км и установка ШР 180 МВар.
14	ПС 500кВ Катаба *	501 МВА		2011-2016	2 112,2	установка трех однофазных автотрансформаторов мощностью 167 МВА каждый (АТГ мощностью 501 МВА)
15	Заходы ВЛ 500 кВ РефтГРЭС - Тагил на ПС 500 кВ Катаба*	80 км		2013-2016	1 855,7	строительство заходов ВЛ 500 кВ длиной по 40 км
16	ВЛ 500 кВ Ильково-БАЗ*	500 км		2011-2016	30 204,7	строительство ВЛ 500 кВ длиной 500 км
	220 кВ
17	Заходы двух ВЛ 220 кВ Тагил-Салда на ПС 500 кВ Катаба*	16 км		2013-2016	259,8	строительство заходов двух цепей ВЛ 220 кВ длиной по 4 км
	Итого по объектам нового строительства	797 км; 2004 МВА			47 236,6
	Объекты с источником финансирования ПТП
	220 кВ
18	Заход одной цепи ВЛ 220 кВ СУГРЭС-Первоуральская на ПС Трубная	14 км		2008-2011	791,5***	строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной по 7 км
19	ВЛ 220 кВ Емелино-Трубная	59 км		2008-2011		строительство ВЛ 220 кВ длиной 59 км
20	ПС 220 кВ Рябина (без ОРУ 110 кВ)	500 МВА		2012	2 186,9	установка в ОРУ 220 кВ двух автотрансформаторов мощностью 250 МВА
21	Заход ВЛ 220 кВ СУГРЭС - Южная на ПС 220 кВ Рябина	2 км		2010-2012	31,3	строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной по 1 км
22	ПС 220 кВ Надежда (без ОРУ 110 кВ)	500 МВА		2010-2014	2 186,9	установка в ОРУ 220 кВ двух автотрансформаторов мощностью 250 МВА
23	Заход ВЛ 220 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная на ПС 220 кВ Надежда	12 км		2011-2014	245,1	строительство заходов ВЛ 220 кВ длиной по 6 км
24	ВЛ 220 кВ БАЭС2-Магний	100 км		2013-2016	1 376,0	строительство двухцепной ВЛ 220 кВ длиной 50 км
25	ВЛ 220 кВ Катаба-Сталь (НТМК)	80 км		2013-2016	1 100,8	строительство двухцепной ВЛ 220 кВ длиной 40 км
	Итого по объектам с источником финансирования ПТП	267 км; 1000 МВА			7 918,5
	Объекты иных собственников
	220 кВ
26	ПС 220 кВ Трубная		160/250 МВА	2011	865,9	установка в ОРУ 220 кВ автотрансформатора 160/250 МВА
27	ПС 220 кВ Магний		250 МВА	2012-2016	923,4	установка в ОРУ 220 кВ двух автотрансформаторов мощностью 125 МВА
28	ВЛ 220 кВ ПС 220 кВ Каменская - ПС 220 кВ КУМЗ		40 км	2013-2016	649,5	строительство двухцепной ВЛ 220 кВ длиной 20 км
29	ПС 220 кВ КУМЗ		250 МВА	2012-2016	923,4	установка в ОРУ 220 кВ двух автотрансформаторов мощностью 125 МВА
30	ПС 220 кВ Сталь (НТМК)		250 МВА	2012-2016	923,4	установка в ОРУ 220 кВ двух автотрансформаторов мощностью 125 МВА
	Итого по объектам иных собственников:		40 км; 1000 МВА		4 285,6
	Объекты реновации
	500 кВ
31	ПС 500 кВ Тагил		1742 МВА	2009-2017	5 508,5***	реконструкция ОРУ 500 кВ, произведена замена основного эл. технического оборудования с установкой нового на существующих фундаментах и опорах
	220 кВ
32	ПС 220 кВ Калининская		500 МВА	2008-2011	2 016,62***	при реконструкции предусматривается: замена трансформаторов 2х240 МВА на AT 2x250 МВА
33	ПС 220 кВ Каменская		500 МВА	2008-2013	3 049,99***	при реконструкции предусматривается замена двух автотрансформаторных групп 3x80 МВА на 3x83,3 МВА
34	ПС 220 кВ Окунево		800 МВА	2009-2016	2 703,4***	при реконструкции предусматривается замена двух автотрансформаторов 250 МВА на аналогичные
35	ПС 220 кВ Салда		500 МВА	2011-2015	3 700***	реконструкция подстанции будет произведена с заменой трансформаторов 2x240 МВА на 2x250 МВА с РПН
36	ПС 220 кВ Краснотурьинск		500 МВА	2011-2016	3 700***	реконструкция подстанции будет произведена с заменой трансформаторов 2x240 МВА на 2x250 МВА с РПН
37	ПС 220 кВ Первоуральская		750 МВА	2013-2018	3 700	при реконструкции предусматривается замена автотрансформаторной группы АТГ13x80 МВА совместно с вольтодобавочным автотрансформатором ВРТ 1 мощностью 240 МВА на один автотрансформатор 250 МВА с системой РПН, заменой автотрансформатора АТЗ и резервного автотрансформатора мощностью 250 МВА на 2 автотрансформатора 250 МВА. Схема подстанции должна быть определена проектом
	Итого суммарная проектная мощность объектов после комплексной реконструкции:		5 292 МВА		24 378,1

*Сроки ввода и технические решения будут пересматриваться по мере уточнения исходных параметров (динамика и масштабы спроса на электроэнергию и мощность, балансы электроэнергии и мощности, масштабы вводов генерирующих мощностей в рассматриваемом районе), после согласования СВМ и СВЭ

** Сроки начала и окончания строительства буду скорректированы в Схеме развития электроэнергетического комплекса Свердловской области

*** Полная стоимость принята из ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2010-2012 годы

**** Укрупненные показатели стоимости сооружения объектов.

8. Предложения по развитию распределительных электрических сетей на территории Свердловской области (Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго")

N	Наименование объекта	Проектная мощность (МВА, км)	Сроки начала и окончания строительства (годы)	Ориентир. сметная стоимость, млн. рублей, без НДС**	Объем работ. Назначение. Обоснование необходимости.
1	2	3	4	5	6
1	Итого, по всему филиалу ОАО "МРСК Урала"-"Свердловэнерго", в том числе	2 623,8		19 745,83
2	ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская - 238 км - Сухой Лог		2008-2014	634,56	замена опор и провода - 49,3 км
3	Реконструкция ПС Ферросплав	160,0	2011-2014	523,04	замена трансформаторов и оборудования РУ 110 кВ
4	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Хромпик	80,0	2008-2015	523,99	замена трансформаторов, оборудования, ОРУ 35-110 кВ
5	ПС 110/6 кВ Приречная с ВЛ110 кВ (город Нижний Тагил)	50,0	2007-2013	591,18	строительство ПС 110 кВ закрытого типа: 2 трансформатора 2x25 МВА, ОРУ 110 кВ - 2 шт., ОРУ 6 кВ - 40 ячеек, ВЛ 110 кВ - 8,0 км
6	Реконструкция ПС 35/6 кВ "Верхняя Сысерть" с переводом на 110 кВ	32,0	2007-2014	540,28	строительство ПС 110 кВ открытого типа: 2 трансформатора 2x16 МВА, ОРУ 110 кВ - 2 ячейки, ОРУ 35 кВ - 2 ячейки, ВЛ 110 кВ - 5,0 км
7	ПС 110/10 кВ Рассоха (населенный пункт Косулино и Рассоха)	32,0	2007-2014	484,71	строительство ПС 110 кВ открытого типа: 2 трансформатора 2x16 МВА, ОРУ 110 кВ - 3 ячейки, ОРУ 10 кВ, ВЛ 10 кВ - 3,0 км
8	ПС 110/10 кВ Массив (город Каменск-Уральский)	50,0	2007-2014	490,72	строительство ПС 110 кВ открытого типа: 2 трансформатора 2x25 МВА, ОРУ 110 кВ - 3 ячейки, ОРУ 10 кВ, ВЛ 110 кВ - 0,5 км
9	ПС 110 кВ Белогорье с ВЛ 110 кВ Черноисточинск - Белогорье	20,0	2007-2010	424,9	строительство ПС 110 кВ открытого типа: 2 трансформатора 2x10 МВА, ОРУ 110 кВ - 2 ячейки, ОРУ 35 кВ - 3 ячейки, ВЛ 35-110 кВ - 23,5 км
10	Реконструкция ВЛ 35-110 кВ		2008-2015	4 634,00	замена опор и провода ВЛ 35-110 кВ - 416,2 км, повышение надежности
11	Реконструкция распределительных сетей 0,4-20 кВ	182,1	2007-2015	2511,56	замена опор и провода, ВЛ 0,4-20 кВ-657,1 км. Реконструкция и замена ТП и РП -182,1 МВА
12	Реконструкция подстанций 110 кВ	342,1	2006-2015	3 819,73	реконструкция и модернизация основного оборудования 35 ПС 110 кВ - 342,1 МВА
13	Целевые программы по организации каналов связи		2009-2014	113,55	организация каналов связи для передачи технологической информации с объектов
14	Модернизация систем телемеханики на объектах Свердловэнерго (ЦП)		2010-2015	586,32	модернизация устройств телемеханики ПАК АСДУ и ССПИ
15	Целевая программа по модернизации устройств РЗА		2009-2015	420,48	модернизация устройств РЗА
16	Целевая программа по установке средств учета и контроля э/э, в том числе			281,55	модернизация средств учета и контроля, приведение их в соответствие с нормативными документами
17	Реконструкция и строительство производственных и хозяйственных объектов		2008-20015	423,84	реконструкция производственно-ремонтных баз РЭС и мастерских участков
18	Целевая программа IT		2011-2015	452,00	развитие IT-инфраструктуры
19	Строительство ВЛ и подстанций 110-35 кВ	80,0	2003-2015	966,88	строительство ПС 35-110 кВ - 80,0 МВА, ВЛ 35-110 кВ - 52,9 км
20	Строительство распределительных сетей 0,4-20 кВ	9,0	2007-2012	360,00	строительство новых линий - 108,5 км, ТП и РП - 9,0 МВА
21	Консолидация сетевых активов филиала ОАО "МРСК Урала"-"Свердловэнерго"	1 586,7	2009-2015	962,55	приобретение сетей других собственников в собственность ОАО "МРСК Урала" - 4 959,3 км

9. Предложения по развитию распределительных электрических сетей города Екатеринбурга (ОАО "ЕЭСК")

N	Наименование объекта	Проектная мощность (МВА, км)	Сроки начала и окончания строительства (годы)	Ориентир. сметная стоимость, млн. рублей, без НДС*	Объем работ. Назначение. Обоснование необходимости.
1	2	3	4	5	6
1	Итого, по "ЕЭСК", в том числе	1 699,5		13 705,64
2	Строительство ПС 220 кВ "Рябина" с КЛ 110 кВ "Рябина-Петрищевская"	500	2007-2011	2 155,28	строительство ПС 220 кВ открытого типа: 2 автотр-ра 2x250 МВА, ОРУ 220 кВ - 5 ячеек, ОРУ 110 кВ - 7 ячеек, КЛ 110 кВ - 6,5км
3	Строительство ПС 220 кВ "Надежда"	500	2007-2013, 2014, 2015	1 571,47	строительство ПС 220 кВ открытого типа: 2 автотр-ра 2x250 МВА, ОРУ 220 кВ - 9 ячеек, ОРУ 110 кВ - 15 ячеек
4	Строительство ПС 110 кВ "Городская"	80,0	2007-2010	460,74	строительство ПС 110 кВ закрытого типа: 2 тр-ра 2x40 МВА, ЗРУ 110 кВ - 5 штук, ЗРУ 6/10 кВ - 50 ячеек
5	Модернизация ПС 110 кВ "Академическая"		2007-2011	234,19	модернизация ПС 110 кВ открытого типа: ОРУ 110 кВ - 5 штук, ЗРУ 6/10 кВ - 56 ячеек
6	Реконструкция КЛ 110 кВ		2008-2012	256,46	замена кабеля 110 кВ - 3,3 км, повышение надежности
7	Реконструкция распределительных сетей 0,4-20 кВ	1	2010-2015	403,22	замена опор и проводов, КЛ, ВЛ 0,4-20 кВ - 42,8 км
8	Реконструкция подстанций 35-110 кВ	172,5	2007-2015	2 042,12	реконструкция и модернизация основного оборудования ПС 110 кВ - 172,5 МВА
9	Прочие электросетевые объекты (автоматизация, связь)		2008-2015	145,01	организация каналов связи для передачи технологической информации с объектов
10	Модернизация системы обмена технологической информацией между ОАО "ЕЭСК" и "Свердловским РДУ"		2008-2015	237,16	модернизация устройств телемеханики АСДУ и ССПИ
11	Создание АИИС КУЭ		2009-2015	279,06	модернизация средств учета и контроля, приведение их в соответствие с нормативными документами
12	Реконструкция и строительство производственных и хозяйственных объектов		2007-2012	63,1	строительные работы
13	Строительство и расширение подстанций 110 кВ и КЛ 110 кВ	162	2007-2015	3 793,14	строительство ПС 110 кВ - 162,0 МВА, КЛ 110 кВ - 4,9 км
14	Строительство распредсети 1-20 кВ	173	2010-2010	1 504,94	строительство новых линий - 819 км, ТП и РП - 173 МВА
15	ПИР будущих лет		2009-2015	74,6	проектирование
16	Оборудование, не требующее монтажа		2010-2015	35,15	приобретение орг. техники и оборудования, не требующего монтажа
17	Консолидация сетевых активов филиала ОАО "ЕЭСК"	111	2009-2015	450	приобретение электросетевых объектов в собственность ОАО "ЕЭСК" - 82,9 км

*без учета купонов и процентов, относящихся на удорожание объекта.

10. Предложения по развитию распределительных электрических сетей города Екатеринбурга (ГУП СО "Облкоммунэнерго")

N	Наименование объекта	Проектная мощность (МВА, км)	Сроки начала и окончания строительства (годы)	Ориентир. сметная стоимость, млн. рублей, без НДС*	Объем работ. Назначение. Обоснование необходимости.
1	2	3	4	5	6
1	Итого по ГУПСО "Облкоммунэнерго"	230,28		640,62
2	Строительство ВЛ-10 кВ от ПС "Новоивановская" до РП "Город" города Полевской	2,5	2010	12,05	строительство ВЛ-10 кВ от ПС "Новоивановская" до РП "Город" -12 км
3	Строительство двух трансформаторной ТП N 1 проектируемая в микрорайоне Центральный города Полевской	1,26	2010	10,91	строительство двух трансформаторной подстанции 2 ТМГ-630 кВА. для микрорайона Центральный в городе Полевской
4	Очистные сооружения в районе поселка Тугулым, реконструкция ВЛ-10 кВ Лесопункт от ПС Тугулым и строительство отпайки для ТП очистные сооружения, строительство двух трансформаторной ТП для очистных сооружений в Тугулым	1,26	2010	12,24	строительство ВЛ-10 кВ - 1,45 км, для ТП очистные сооружения, строительство двух трансформаторной ТП 2ТМГ-630 кВА
5	27 квартирный жилой дом в районе поселка Тугулым, реконструкция ВЛ-10 кВ отпайка на ТП 5638, реконструкция ВЛ-10 кВ РП-5 от ПС Тугулым, строительство ТП 2x400	0,8	2010	11,29	реконструкция ВЛ-10 кВ - 0,3 км для строительства жилого дома в районе поселка Тугулым
6	Строительство ВЛ-6 кВ и ЗТП для Спорткомплекса в поселка В-Синячиха	0,4	2010	12,30	строительство ВЛ-6 - 0,5 км
7	Коттеджный поселок "Атомстройкомплекс" города Среднеуральск: Монтаж ВЛ 10 кВ от ПС "Низкая" 110/10 до коттеджного поселка "Атомстройкомплекс". Строительство одной двух трансформаторных подстанций. Электромонтаж и наладка электрооборудования в ТП	1,2	2010	12,44	строительство ВЛ 10 кВ - 1,5 км до коттеджного поселка "Атомстройкомплекс". Строительство одной двух трансформаторных подстанций 2ТМГ-630 кВА
8	Реконструкция ТП N 10 для жилых домов по улице Ленина 5а, 6а, и для спортивного комплекса и бассейна: Реконструкция ЛЭП 6 кВ. Реконструкция КЛ 6 кВ между ТП 8 и ТП 10, перевод существующих КЛ 0,4 кВ на новую ТП. Строительство ТП 10 города Богданович	1,26	2010	14,03	реконструкция ЛЭП 6 кВ - 0,87 км. Строительство ТП 10 2ТМГ-630 кВА
9	Микрорайон Глухово строительство ТП 2: Замена КЛ 10 кВ от ПС Фарфоровая до анкерной опоры N 1. Строительство отпайки от ВЛ 10 кВ "Тыгиш" ПС Кортогуз до ТП 2. Строительство новой ТП 2 города Богданович	1,26	2010	13,15	замена КЛ 10 кВ - 1,3 км. Строительство новой ТП 2 2ТМГ-630 кВА
10	Микрорайон Глухово строительство ТП 1 для жилых домов города Богданович: Строительство ВЛ 10 кВ от "Сельхозтехника". Замена КЛ 10 кВ от ПС Фарфоровая до анкерной опоры N 1, Реконструкция ВЛ 10 кВ "Сельхозтехника" в районе улицы Заречной. Строительство ТП 1.	0,8	2010	14,46	замена КЛ 10 кВ - 2,4 км. Строительство ТП 1 2ТМГ-400 кВА
11	Реконструкция РП-4 города Талица улица Труда 28: Реконструкция 2-х цепной ВЛ-10 кВ ПС Поклевская - РП 4 в городе Талица. Реконструкция РП 4	1,26	2010	20,71	реконструкция 2-х цепной ВЛ-10 кВ - 4,85 км ПС Поклевская - РП 4 в городе Талица
12	Реконструкция ВЛ 10 кВ ПС "Школьная"-ф ППХ1,2 деревня Таватуй	3,4	2010	24,68	реконструкция ВЛ 10 - кВ - 6 км ПС "Школьная"-ППХ1,2
13	Строительство ВЛ-6 кВ деревня Лавровка; реконструкция ТП 2 в районе поселка Зюзельский	0,8	2011	15,96	Строительство ВЛ-6 кВ - 22 км деревня Лавровка; реконструкция ТП 22 ТМГ 400 кВА
14	Строительство двухтрансформаторной ТП N 2, проектируемой в микрорайоне Центральный города Полевской	1,26	2011	10,67	строительство двух трансформаторной ТП N 2 2ТМГ-630 кВА
15	Строительство двухтрансформаторной ТП N 3 проектируемой в микрорайоне Центральном города Полевской	1,26	2011	10,84	строительство двух трансформаторной ТП N 3 2ТМГ-630 кВА
16	Коттеджный поселок "Атомстройкомплекс" города Среднеуральск: Строительство трех двухтрансформаторных подстанций. Электромонтаж и наладка электрооборудования в трех ТП	2,4	2011	33,40	строительство трех двухтрансформаторных подстанций 2ТМГ-630 кВА
17	Микрорайон Прибрежный города Среднеуральск: Монтаж ВЛ 10 кВ от ПС "Низкая" до ТП микрорайон Прибрежный. Строительство ТП 2x750, электромонтаж и наладка электрооборудования в ТП	1,5	2011	16,23	монтаж ВЛ 10 кВ - 3 км от ПС "Низкая" до ТП микрорайон Прибрежный. Строительство ТП 2ТМГ-750 кВА
18	Строительство ЛЭП 10 кВ для микрорайона Прибрежный с ПС 110/10 "Среднеуральская" города Среднеуральск	1,5	2011	10,93	строительство ЛЭП 10 кВ - 2,9 км для микрорайона Прибрежный
19	Коттеджный поселок ЗАО "СУ СУ" города Среднеуральск: Монтаж ВЛ 10 кВ от ПС "Низкая" 110/10 до коттеджного поселка ЗАО "СУСУ". Строительство одной двух трансформаторных подстанций. Электромонтаж и наладка электрооборудования одной ТП	0,8	2011	11,86	монтаж ВЛ 10 кВ -1 км. от ПС "Низкая" 110/10 до коттеджного поселка Строительство одной двух трансформаторных подстанций 2ТМГ-400 кВА
20	Строительство ТП для жилых домов по улице Кунавина дом 7, 9, улице Гагарина дом 38, 40 города Богданович: Монтаж КЛ 6 кВ. Монтаж КЛ 6 кВ ЦРП 1 цепь - 2 цепь. Монтаж КЛ 6 кВ от ЦРП до ТП 210 и от ТП 210 до ТП 281 города Богданович	1,26	2012	24,99	монтаж ЛЭП 6 кВ - 3,65 км. ЦРП 1 цепь - 2 цепь; ЦРП до ТП 210 и от ТП 210 до ТП281
21	Коттеджный поселок ЗАО "СУСУ" города Среднеуральск: Монтаж ВЛ 10 кВ. Строительство трех двухтрансформаторных подстанций. Электромонтаж и наладка электрооборудования в трех ТП	1,2	2012	33,40	монтаж ВЛ 10 кВ -0,8 км. Строительство трех двухтрансформаторных подстанций 2 ТМГ-630 кВА
22	Реконструкция КЛ-10кВ ГПП ЗСМК - ТП-110 - ТП-102 (город В-Пышма)	3,5	2014	19,45	реконструкция КЛ-10кВ - 4 км. ГПП ЗСМК - ТП-110 - ТП-102
23	Реконструкция распределительных сетей 0,4-20 кВ	26,4	2010-2015	165,55	замена опор и проводов, КЛ, ВЛ 0,4-20 кВ - 42,8 км
24	Строительство распредсети 1-20 кВ	173	2010-2015	129,08	строительство новых линий - 819 км, ТП и РП-173 MBA

11. Перечень сокращений, используемых в Программе

ГЭС - гидроэлектростанция

ГТ ТЭЦ - газотурбинная теплоэлектроцентраль

ТЭС - тепловая электрическая станция

АЭС - атомная электрическая станция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

ГРЭС - государственная районная электрическая станция

ПТУ - парогазовая установка

ПСУ - паросиловая установка

БН - (реактор) на быстрых нейтронах

ПС - подстанция

ЛЭП - линия электропередач

ВЛ - воздушная линия

КЛ - кабельная линия

РП - распределительный пункт

ТП - трансформаторная подстанция

ШР - шинный разъединитель

ОРУ - открытое распределительное устройство

РПН - регулирование под нагрузкой

РУ - распределительное устройство

ТГ - турбогенератор

кВ - киловольт

МВт - мегаватт

МВА - мегавольтампер

MBАр - мегавольтампер реактивных

кВт - киловатт

кВтч - Киловатт-час

Гкал - гигакалория

т.у.т. - тонна условного топлива

кг.у.т. - килограмм условного топливо

ОАО - открытое акционерное общество

ЗАО - закрытое акционерное общество

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ЧТПЗ - Челябинский трубопрокатный завод

ФГУП - федеральное государственное предприятие

ГУП СО - государственное унитарное предприятие Свердловской области

ОГК - генерирующая компания оптового рынка электроэнергии

ТГК - территориальная генерирующая компания

ЕЭС - единая энергетическая система

ОРЭ - оптовый рынок электроэнергии

ФСК - федеральная сетевая компания

МЭС - магистральные электрические сети

МРСК - магистральная распределительная сетевая компания

РЭС - районные электрические сети

РДУ - районное диспетчерское управление

СУГРЭС - Среднеуральская ГРЭС

НСТЭЦ - Ново-Свердловская ТЭЦ

СвТЭЦ - Свердловская ТЭЦ

ВТГРЭС - Верхнетагильская ГРЭС

БАЭС - Белоярская атомная электростанция

СТЗ - Синарский трубный завод

НТМК - Нижнетагильский металлургический комбинат

КУМЗ - Каменск-Уральский металлургический завод

ПНТЗ - Первоуральский металлургический завод

БАЗ - Богословский алюминиевый завод

УВЗ - Уралвагонзавод

ГОК - горно-обогатительный комбинат

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

ВИЗ - Верх-Исетский завод

УМП - унитарное муниципальное предприятие

ЕМУП - Екатеринбургское муниципальное унитарное предприятие

УрО РАН - Уральское отделение Российской академии наук

УрФО - Уральский федеральный округ

РЗА - релейная защита и автоматика

ПАА - противоаварийная автоматика

АИИСКУЭ - автоматическая информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии

ЗУ - заземляющее устройство

АЧР - автоматическая частотная разгрузка

АВР - автоматическое включение резерва

АРЛ - автоматическая разгрузка линии

ВЧЗ - высокочастотный заградитель

ТТ - трансформатор тока

СШ - система шин

AT - автотрансформатор

КЗ - короткое замыкание

ЧДЗ - частотная дифференциальная защита

БСК - батарея статических конденсаторов

СК - статический конденсатор

АУМСУ - автоматическое управление мощностью для сохранения устойчивости

АОСН - автотрансформатор однофазный сухой

САОН - система автоматического ограничения нагрузки

АЧРС - алгоритм частотной разгрузки по скорости

ПА - противоаварийная автоматика

АТГ - автотрансформаторная группа

АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления

ССПИ - система сбора и передачи информации

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

ЭнБ - энергетическая безопасность

ЦРП - центральный распределительный пункт

ГПП - главная понизительная подстанция

КПД - коэффициент полезного действия

СО - Свердловская область

МО - муниципальное образование

РАО - российское акционерное общество

ДПМ - договор о предоставлении мощности

ОРЭ - оптовый рынок электроэнергии

ИРМ - источник реактивной мощности

ТЭР - топливные энергетические ресурсы

ПИР - проектно-изыскательские работы

НДС - налог на добавленную стоимость