Вход
Купить систему ГАРАНТ
Получить демо-доступ
Узнать стоимость
Информационный банк
Подобрать комплект
Семинары
Постановление Правительства Свердловской области от 14 июня 2012 г. N 652-ПП "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2013-2017 годы и на перспективу до 2022 года" (утратило силу)
Постановление Правительства Свердловской области
от 14 июня 2012 г. N 652-ПП
"Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2013-2017 годы и на перспективу до 2022 года"
ГАРАНТ:
Постановлением Правительства Свердловской области от 30 апреля 2013 г. N 540-ПП настоящее постановление признано утратившим силу
В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" и постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" Правительство Свердловской области постановляет:
1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области на 2013-2017 годы и на перспективу до 2022 года (прилагается).
2. Признать утратившим силу постановление Правительства Свердловской области от 24.05.2010 г. N 821-ПП "Об утверждении Программы развития электроэнергетического комплекса Свердловской области на 2010-2015 годы и на перспективу до 2020 года" ("Областная газета", 2010, 2 июня, N 188-191) с 01 января 2013 года.
3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на исполняющего обязанности Министра энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Свердловской области, Члена Правительства Свердловской области Н.Б. Смирнова.
|
И.о. Председателя Правительства |
В.А. Власов |
Схема и программа
развития электроэнергетики Свердловской области на 2013-2017 годы и на перспективу до 2022 года
(утв. постановлением Правительства Свердловской области от 14 июня 2012 г. N 652-ПП)
Раздел 1. Общая характеристика региона
Территория Свердловской области занимает площадь 194,3 тыс. кв.км, население - 4,395 млн. человек. В городах проживает 83,4 процента населения. Крупные города - Екатеринбург (1386,2 тыс. человек), Нижний Тагил (364,9 тыс. человек), Каменск-Уральский (176,5 тыс. человек), Первоуральск (149,0 тыс. человек), Серов (99,4 тыс. человек).
Основная часть населения (более 80 процентов) проживает в следующих промышленных узлах: Серово-Богословском, Нижнетагильском, Верхнетагильском, Первоуральском, Екатеринбургском, Асбестовско-Артемовском, Каменск-Уральском, Полевском (рисунок 1).
Рис. 1. Карта Свердловской области с основными промышленными районами
Промышленность Свердловской области представлена преимущественно обрабатывающим производством, на долю которого в 2011 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.
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 1-2 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.), его добыча и использование на топливные нужды на протяжении длительного периода сокращались, в 1985 году достигнутый уровень добычи составил 3,5 млн.т.
Раздел 2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Свердловской области
Глава 1. Характеристика энергосистемы
На территории энергосистемы Свердловской области действуют электростанции, принадлежащие следующим компаниям: ОАО "Концерн Росэнергоатом", 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 2012 года составила 9670 МВт.
На территории Свердловской области в 2011 году был осуществлен пуск блока ПГУ-410 МВт на Среднеуральской ГРЭС (ОАО "Энел ОГК-5").
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 5400,5 МВт (55,8 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", ГУП СО "Облкоммунэнерго", ОАО "РЖД". Есть объекты 110 кВ, которые принадлежит организациям-потребителям.
На территории энергосистемы находятся электрические сети напряжением 500, 220, 110 кВ и ниже.
Глава 2. Структура установленной мощности электростанций
Структура установленной мощности Свердловской области представлена в таблице 1.
Структура установленной мощности на 1 января 2012 года
Таблица 1
|
Тип электростанции |
Установленная мощность (МВт) |
Доля от установленной мощности энергосистемы Свердловской области (процентов) |
|
|
АЭС всего, в т.ч. |
600 |
6,2 |
|
|
|
Росэнергоатом |
600 |
6,2 |
|
ГЭС всего |
7 |
0,1 |
|
|
|
7 |
0,1 |
|
|
ТЭС всего |
9062,9 |
93,7 |
|
|
|
ОГК |
7435,5 |
76,9 |
|
|
ТГК |
1164,5 |
12,0 |
|
|
Прочие ГК |
36 |
0,4 |
|
|
Блок-станции |
426,9 |
4,4 |
|
Итого |
Энергосистема в целом: |
9669,9 |
100 |
Глава 3. Состав существующих электростанций
Информация о составе, месторасположении, установленной мощности электростанций, находящихся на территории Свердловской области, представлена в таблице 2.
Состав электростанций, находящихся на территории Свердловской области
Таблица 2
|
N строки |
Наименование электростанции |
Установленная мощность на 1 января 2012 года (МВт) |
Место расположения электростанции |
|
1. |
ОАО "Концерн Росэнергоатом" |
600.0 |
|
|
2. |
Белоярская АЭС |
600.0 |
поселок Заречный |
|
3. |
Электростанции ОГК |
7435.5 |
|
|
4. |
ОАО"ОГК-1" |
1497.0 |
|
|
5. |
Верхне-Тагильская ГРЭС |
1497.0 |
город Верхний Тагил |
|
6. |
ОАО "ОГК-2" |
538.0 |
|
|
7. |
Серовская ГРЭС |
538.0 |
город Серов |
|
8. |
ОАО "Энел ОГК-5" |
5400.5 |
|
|
9. |
Рефтинская ГРЭС |
3800.0 |
поселок Рефтинский |
|
10. |
Среднеуральская ГРЭС |
1600.5 |
город Среднеуральск |
|
11. |
Электростанции ТГК |
1171,5 |
|
|
12. |
ОАО "ТГК-9" |
1171,5 |
|
|
13. |
Свердловский филиал |
1171.5 |
|
|
14. |
Ново-Свердловская ТЭЦ |
557.0 |
город Екатеринбург |
|
15. |
Нижнетуринская ГРЭС |
279.0 |
город Нижняя Тура |
|
16. |
Богословская ТЭЦ |
135.5 |
город Краснотурьинск |
|
17. |
Красногорская ТЭЦ |
121.0 |
город Каменск-Уральский |
|
18. |
Свердловская ТЭЦ |
36.0 |
город Екатеринбург |
|
19. |
Первоуральская ТЭЦ |
36.0 |
город Первоуральск |
|
20. |
Верхотурская ГЭС |
7.0 |
Верхотурский район (река Тура) |
|
21. |
Электростанции независимых производителей электроэнергии |
36.0 |
|
|
22. |
ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго" |
36.0 |
|
|
23. |
ГТ ТЭЦ, г. Реж |
18.0 |
город Реж |
|
24. |
Екатеринбургская ГТ ТЭЦ |
18.0 |
город Екатеринбург |
|
25. |
Блок-станции |
426.9 |
|
|
26. |
Качканарская ТЭЦ |
50.0 |
город Качканар |
|
27. |
ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината |
149.9 |
город Нижний Тагил |
|
28. |
ТЭЦ ОАО "МК "Уралметпром" |
75.0 |
город Екатеринбург |
|
29. |
ТЭЦ ОАО "НПК "Уралвагонзавод" |
128.0 |
город Нижний Тагил |
|
30. |
ТЭЦ Екатеринбургэнерго |
24.0 |
город Екатеринбург |
|
31. |
Итого по Свердловской энергосистеме |
9669,9 |
|
Глава 4. Установленная тепловая мощность электростанций
Информация об установленной тепловой мощности, основном и резервном топливе электростанций, находящихся на территории Свердловской области, представлена в таблице 3.
Установленная тепловая мощность
энергообъектов на территории Свердловской области
Таблица 3
|
N строки |
Наименование |
Тепловая мощность на 1 января 2012 года, Гкал/ч |
Основное топливо |
Резервное топливо |
|
1. |
ОАО "Концерн Росэнергоатом" |
|
|
|
|
2. |
Белоярская АЭС |
1264 |
ядерное |
|
|
3. |
Электростанции ОГК |
|
|
|
|
4. |
ОАО "ОГК-1" |
|
|
|
|
5. |
Верхне-Тагильская ГРЭС |
480 |
уголь, природный газ |
мазут |
|
6. |
ОАО "ОГК-2" |
|
|
|
|
7. |
Серовская ГРЭС |
110 |
уголь с возможностью сжигания газа |
уголь |
|
8. |
ОАО "Энел ОГК-5" |
|
|
|
|
9. |
Рефтинская ГРЭС |
350 |
уголь |
уголь |
|
10. |
Среднеуральская ГРЭС |
1527 |
природный газ |
мазут |
|
11. |
Электростанции ТГК |
|
|
|
|
12. |
ОАО "ТГК-9" |
|
|
|
|
13. |
Свердловский филиал |
|
|
|
|
14. |
Ново-Свердловская ТЭЦ |
890 |
природный газ |
- |
|
15. |
Нижнетуринская ГРЭС |
430 |
уголь, с возможностью сжигания газа |
уголь |
|
16. |
Богословская ТЭЦ |
995 |
уголь, с возможностью сжигания газа |
уголь |
|
17. |
Красногорская ТЭЦ |
1006 |
уголь, с возможностью сжигания газа |
уголь |
|
18. |
Свердловская ТЭЦ |
1430 |
природный газ |
мазут |
|
19. |
Первоуральская ТЭЦ |
967 |
природный газ |
мазут |
|
20. |
Верхотурская ГЭС |
0 |
|
|
|
21. |
Электростанции независимых производителей электроэнергии |
|
|
|
|
22. |
ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго" |
|
|
|
|
23. |
ГТ ТЭЦ город Реж |
нет данных |
|
|
|
24. |
Екатеринбургская ГТ ТЭЦ |
нет данных |
|
|
|
25. |
Блок-станции |
|
|
|
|
26. |
Качканарская ТЭЦ (ЕВРАЗ) |
531 |
природный газ |
мазут |
|
27. |
ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината |
нет данных |
|
|
|
28. |
ТЭЦ ОАО "МК "Уралметпром" |
509 |
|
|
|
29. |
ТЭЦ ОАО "НПК "Уралвагонзавод" |
1640 |
|
|
|
30. |
ТЭЦ Екатеринбургэнерго |
нет данных |
|
|
|
31. |
Итого по Свердловской энергосистеме |
12379 |
|
|
Глава 5. Возрастная структура оборудования электростанций
На электростанциях энергосистемы Свердловской области около половины оборудования (43,2 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 4.
Возрастная структура
оборудования электростанций Свердловской области, МВт
Таблица 4
|
Наименование |
Всего |
|
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 |
|
|
|
|
|
|
|
|
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 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 T-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 |
|
|
|
|
|
|
|
12 ПГУ-410 |
419,0 |
|
|
|
|
|
|
419,0 |
|
|
13 ГТ-12 |
11,5 |
|
|
|
|
|
11,5 |
|
|
|
Всего по станции |
1600,5 |
78,0 |
1092,0 |
|
|
|
11,5 |
419,0 |
|
|
Нижнетуринская ГРЭС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 Р-10-130 |
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-20-29 |
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-110-130 |
117,0 |
|
|
|
117,0 |
|
|
|
|
|
Всего по станции |
557,0 |
|
|
|
557,0 |
|
|
|
|
|
ТЭЦ Нижнетагильского |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
металлургического комбината |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 ПТ-29-29 |
29,0 |
|
|
|
|
|
29,0 |
|
|
|
3 ПТ-30-29 |
30,0 |
|
|
|
|
|
30,0 |
|
|
|
4 Р-12-29 |
11,5 |
|
|
|
|
|
11,5 |
|
|
|
5 Р-12-90 |
12,0 |
|
12,0 |
|
|
|
|
|
|
|
6 ПТ-30-90 |
30,0 |
|
|
|
|
|
30,0 |
|
|
|
7 ПТ-12-35 |
12,0 |
|
|
|
|
|
12,0 |
|
|
|
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 ОАО "НПК |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
"Уралвагонзавод" |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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 |
128,0 |
61,0 |
20,0 |
|
17,0 |
|
|
|
|
|
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 |
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 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(консерв) |
|
|
|
Всего по станции |
75,0 |
|
|
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 |
9669,9 |
1819,5 |
2455,0 |
4175,0 |
574,0 |
30,0 |
192,4 |
419,0 |
|
|
600,0 |
|
|
600,0 |
|
|
|
|
||
|
7,0 |
7,0 |
|
|
|
|
|
|
||
|
9073,0 |
1811,0 |
2455,0 |
3575,0 |
567,0 |
30,0 |
192,4 |
419 |
||
|
Доля, проценты |
100 |
18,8 |
26,6 |
43,1 |
5,9 |
0,3 |
2,0 |
4,3 |
|
Глава 6. 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 расходуется 16 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, ядерное топливо - 6 процентов, прочее - 3,0 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:
Серовская ГРЭС - 463,5 г.у.т. на кВтч, 184,6 кг.у.т. на Гкал;
Нижнетуринская ГРЭС - 435,2 г.у.т. на кВтч, 165,7 кг.у.т. на Гкал;
Богословская ТЭЦ - 561,6 г.у.т. на кВтч, 159,8. кг.у.т. на Гкал;
Красногорская ТЭЦ - 568,1 г.у.т. на кВтч, 157,8 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 обл.) Природный газ поступает из Западной Сибири. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области представлена на рисунке 2.
Рис 2. 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.
Глава 7. Основные характеристики электросетевого хозяйства Свердловской области
В Свердловской области сложился развитый электросетевой комплекс.
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") приведены в таблице 5.
Характеристика сетевого комплекса по классам напряжения
Таблица 5
|
Наименование |
Ед. изм. |
ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Урала |
филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго " |
ОАО "ЕЭСК" |
ГУПСО "Облкоммунэнерго" |
|
ПС 500 кВ |
штук |
4 |
0 |
0 |
0 |
|
ПС 220 кВ |
|
22 |
2 |
2 |
0 |
|
ПС 35-110 кВ |
|
0 |
378 |
63 |
21 |
|
ТП10-6/0,4 кВ |
|
0 |
8875 |
1696 |
1989 |
|
ВЛ 500 кВ |
км |
1702 |
0 |
0 |
0 |
|
ВЛ 220 кВ |
|
3256 |
27 |
0 |
0 |
|
ВЛ 35-110 кВ |
|
9 |
9989 |
71 |
50 |
|
ВЛ 10-0,4 кВ |
|
0 |
28388 |
1071 |
5758 |
|
КЛ 220 кВ |
|
0 |
0 |
0 |
0 |
|
КЛ 35-110 кВ |
|
0 |
2 |
81 |
0 |
|
КЛ 10-0,4 кВ |
|
0 |
1333 |
2997 |
1252 |
|
Условные единицы |
у.е. |
37059 |
211803 |
59654 |
38276 |
Глава 8. 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 6.
Внешние связи энергосистемы Свердловской области
Таблица 6
|
N строки |
Наименование энергосистемы |
Диспетчерское наименование линии электропередачи |
|
1. |
Энергосистема |
ВЛ 220 кВ Высокая-Каменская |
|
2. |
Курганской области |
ВЛ 110 кВ Верхние Ключи-Каменская |
|
3. |
|
ВЛ 110 кВ Каменская-Колчадан |
|
4. |
Энергосистема Республики Башкирия |
В Л 35 кВ Сажино-Усть-Итимская |
|
5. |
Энергосистема |
ВЛ 500 кВ РефтГРЭС-Тюмень 1,2 |
|
6. |
Тюменской области |
ВЛ 220 кВ Тавда-Тюмень |
|
7. |
|
ВЛ 110 кВ-Увал |
|
8. |
|
ВЛ 110 кВ МДФ-Тавда |
|
9. |
|
ВЛ 110 кВ Сотник-Тавда 2 |
|
10. |
|
ВЛ 110 кВ Молчаново-Устье |
|
11. |
|
ВЛ 110 кВ Гужевое-Кармак |
|
12. |
|
ВЛ 110 кВ Верховино-Перевалово |
|
13. |
|
ВЛ 110 кВ Атымья-Картопья 1,2 |
|
14. |
Энергосистема Челябинской области |
ВЛ 500 кВ РефтГРЭС-Козырево |
|
15. |
ВЛ 500 кВ Шагол-Южная |
|
|
16. |
ВЛ 220 кВ БАЭС-Мраморная |
|
|
17. |
ВЛ 220 кВ Каменская-Кунашак |
|
|
18. |
ВЛ 110 кВ 19 км-Каменская |
|
|
19. |
ВЛ 110 кВ Малахит-Уфалей 1,2 |
|
|
20. |
ВЛ 35 кВ Рыбино-Ларино |
|
|
21. |
Энергосистема Пермского края |
ВЛ 500 кВ Калино-Тагил |
|
22. |
ВЛ 500 кВ Боткинская ГЭС-Емелино |
|
|
23. |
ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ |
|
|
24. |
ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент |
|
|
25. |
ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская |
|
|
26. |
ВЛ 220 кВ Ирень-Партизанская |
|
|
27. |
|
ВЛ 110 кВ Красноуфимская-Романовка |
|
28. |
|
ВЛ 110 кВ Качканар-Промысла |
Глава 9. 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.
Глава 10. 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.
Необходимо отметить, что в настоящее время наблюдается рост числа котельных, в т.ч. крышных, в зонах действия централизованного теплоснабжения, в связи с чем снижается доля комбинированной выработки тепла от электростанций, ухудшаются их технико-экономические показатели.
Глава 11. 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 12. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Свердловской области
В соответствии с ФЗ N 190 "О теплоснабжении" должны быть разработаны схемы теплоснабжения. Перечень муниципальных образований, где разработаны схемы, приведен в таблице 7.
ГАРАНТ:
По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Номер названного Федерального закона следует читать как "190-ФЗ"
Муниципальные образования, где разработаны схемы теплоснабжения
Таблица 7
|
N строки |
Муниципальное образование |
Наличие схемы, год принятия, |
Когда планируется разработать |
Тип схемы |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1. |
Екатеринбург |
Разрабатывается |
2012-2013 г. |
Открытая |
|
2. |
Нижний Тагил |
Нет данных |
Нет данных |
Открытая |
|
3. |
Каменск-Уральский |
Есть (до 2005) |
2012 г. |
Закрытая |
|
4. |
Первоуральск |
Нет данных |
Нет данных |
Закрытая |
|
5. |
Серов |
Нет данных |
Нет данных |
Закрытая |
|
6. |
Верхний Тагил |
Нет данных |
Нет данных |
Открытая |
|
7. |
Среднеуральск |
Есть (до 2005) |
Нет данных |
Открытая |
|
8. |
Кировград |
Есть, 2010 |
Нет данных |
Закрытая |
|
9. |
Артемовский |
Есть |
Нет данных |
Закрытая |
|
10. |
Богданович |
Нет |
01.09.2012 г. |
Нет данных |
|
11. |
Верх-Нейвинск |
Нет |
2013 г. |
Нет данных |
|
12. |
Гаринский ГО |
Нет |
Нет данных |
Нет данных |
|
13. |
Дегтярск |
Нет |
4 кв. 2012 г. |
Нет данных |
|
14. |
Ирбитский ГО |
Нет |
2013 г. |
Нет данных |
|
15. |
Качканарский ГО |
Нет |
3 кв. 2012 г. |
Нет данных |
|
16. |
Красноуральский ГО |
Нет |
Нет данных |
Нет данных |
|
17. |
Кушвинский ГО |
Есть |
Нет данных |
Нет данных |
|
18. |
Михайловское МО |
Есть |
Нет данных |
Нет данных |
|
19. |
МО г. Алапаевск |
Нет |
Нет данных |
Нет данных |
|
20. |
Нижнетуринский ГО |
Нет |
2 кв. 2012 г. |
Нет данных |
|
21. |
Новолялинский |
Н.д. |
1 кв. 2013 г. |
Нет данных |
|
22. |
Ачитский ГО |
Есть |
Нет данных |
Нет данных |
|
23. |
Бисертский ГО |
Нет |
4 кв. 2012 г. |
Нет данных |
|
24. |
Полевской ГО |
Нет |
Нет данных |
Нет данных |
|
25. |
Нижнесергинский ГО |
Есть |
Нет данных |
Нет данных |
|
26. |
Верхнетуринский ГО |
Нет |
01.09.2012 г. |
Нет данных |
|
27. |
Сухой Лог |
Нет |
2012 г. |
Нет данных |
|
28. |
ЗАТО Свободный |
Нет |
2012 г. |
Нет данных |
|
29. |
Нижнесалдинский ГО |
Нет |
01.06.2012 г. |
Нет данных |
|
30. |
Верхнесергинский ГО |
Есть |
Нет данных |
Нет данных |
|
31. |
Талицкий ГО |
Есть |
Нет данных |
Нет данных |
|
32. |
Сысертский ГО |
Нет |
Нет данных |
Нет данных |
|
33. |
Шалинский ГО |
Нет |
Нет данных |
Нет данных |
Выводы:
1) В большинстве муниципальных образований 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 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 13. Описание системы теплоснабжения города Екатеринбурга
Система теплоснабжения города Екатеринбурга является крупнейшей в Свердловской области. Численность населения Екатеринбурга составляет 1350 тыс. чел., площадь территории - 1025 кв.м. 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 г. Екатеринбурге центральным отоплением оборудовано 23 млн. кв.м жилой площади (96% жилого фонда города), горячим водоснабжением ~ 21,5 млн. кв.м жилой площади (90% 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 г. Екатеринбурга составляет 8327 Гкал/ч, располагаемая мощность - 6800 Гкал/ч, подключенная мощность - 5422 Гкал/ч.
Система централизованного теплоснабжения (СЦТ) города Екатеринбурга является крупнейшей в области. Она включает в себя пять источников теплоснабжения ОАО "ТГК-9" (Свердловскую ТЭЦ, Новосвердловскую ТЭЦ, Гурзуфскую и Кировскую котельную, котельную Академэнерго), Среднеуральскую ГРЭС ОАО "Энел ОГК-5", ТЭЦ ЕМУП "Екатеринбургэнерго" и ТЭЦ ОАО "Уралметпром". Суммарная нагрузка потребителей в данной зоны централизованного теплоснабжения составляет 3500 Гкал/час (66,9 процентов всей тепловой нагрузки города), потребление - около 10,5 млн. Гкал в год.
Характеристика зон теплоснабжения г. Екатеринбурга
Таблица 8
|
Зона теплоснабжения |
Теплоисточник |
Установленная мощность, Гкал/ч |
Располагаемая мощность, Гкал/ч |
Подключенная нагрузка, Гкал/час |
Дефицит или резерв тепловой мощности, Гкал/час |
|
ТГК-9 |
Свердловская ТЭЦ |
1430 |
1070 |
850,0 |
+220 |
|
|
Ново-Свердловская ТЭЦ |
890 |
890 |
924,8 |
+35,2 |
|
|
Кировская котельная |
300 |
70 |
|
|
|
|
Гурзуфская котельная (ТГК-9) |
400 |
300 |
347,9 |
-47,9 |
|
|
Среднеуральская ГРЭС (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" |
н.д. |
н.д. |
154,40 |
|
|
ТЭЦ ОАО "УРТИ" |
н.д. |
н.д. |
219,27 |
|
|
|
Итого по зоне "Вторчермет" |
|
|
|
373,67 |
|
|
Зона "Уралхиммаш" |
Котельная ОАО "Уралхиммаш" |
н.д. |
н.д. |
267,55 |
|
|
Итого по зоне "Уралхиммаш" |
|
|
|
267,55 |
|
|
Зона "Сортировочный " и др. локальные зоны |
Котельная УрФУ |
н.д |
н.д. |
108,00 |
|
|
Котельная ОАО НПП "Старт" |
н.д. |
н.д. |
72,50 |
|
|
|
Котельная ООО "Юг-Энергосервис" |
н.д. |
н.д. |
42,38 |
|
|
|
Другие источники |
н.д. |
н.д. |
930,00 |
|
|
|
Итого по зоне "Сортировочный " и др. локальные |
|
|
|
1 152,88 |
|
|
Итого: |
102 |
8 327 |
6 800 |
5 422 |
|
Рис 2. Характеристика зон теплоснабжения по подключенной загрузке от общего количества, процентов
Глава 14. Объем, структура и динамика рынка тепловой энергии Екатеринбурга
Отпуск тепловой энергии в сеть в 2010 г. составил 18,1 млн. Гкал, потери тепловой энергии в сети - 1,9 млн. Гкал. Объем рынка тепловой энергии в г. Екатеринбург в 2010 г. в части жилищно-коммунального сектора (без учета потребления промплощадок) составил 14,5 млн. Гкал, в т.ч. 9,2 млн. Гкал в год (63,7%) жилищными организациями. Таблица 9.
Отпуск тепловой энергии
Таблица 9
|
N |
Наименование |
Ед. изм |
Факт 2009 |
Факт 2010 |
Факт 2011 |
|
1 |
Отпуск тепловой энергии в сеть от ЭСО |
тыс. Гкал |
17 710,74 |
17 917,51 |
18 101 |
|
1.1 |
Среднеуральская ГРЭС |
тыс. Гкал |
3 744,45 |
3 665,40 |
3 532,40 |
|
1.2 |
Свердловская ТЭЦ |
тыс. Гкал |
2 449,20 |
2 410,00 |
2 445 |
|
1.3 |
Ново-Свердловская ТЭЦ |
тыс. Гкал |
3 119,51 |
3 003,50 |
3 012 |
|
1.4 |
Прочие ЭСИ |
тыс. Гкал |
8 397,58 |
8 838,61 |
9111 |
|
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 |
процент |
9,46 |
9,20 |
10,26 |
|
4 |
Полезный отпуск тепловой энергии |
тыс. Гкал |
16 035,02 |
16 269,16 |
16 243,8 |
|
4.1 |
Бюджетным потребителям |
тыс. Гкал |
1 690,01 |
1911,96 |
2 000,4 |
|
4.2 |
Жилищным организациям и населению |
тыс. Гкал |
9 403,57 |
9 226,79 |
9 085,4 |
|
4.3 |
Прочим потребителям |
тыс. Гкал |
3 272,52 |
3 356,71 |
3 367,6 |
|
4.4. |
Собственным нуждам ЭСИ |
тыс. Гкал |
1 668,92 |
1 773,70 |
1 790,40 |
Глава 15. Характеристика действующих магистральных и распределительных тепловых сетей
Протяженность магистральных тепловых сетей г. Екатеринбурга составляет 206,33 км (в двухтрубном исчислении), разводящих и квартальных - около 1400 км. В городе имеется 12 насосных станций и 33 бака-аккумулятора горячей воды с суммарным объемом 96 тыс. куб.м, а также 405 тепловых пунктов. Структура магистральных сетей (по способу прокладки):
подземные - 106,03 км;
надземные - 100,3 км.
Средний диаметр магистральных сетей составляет 798 мм, средний диаметр разводящих и квартальных сетей - 177 мм.
Примерно 41% всех магистральных трубопроводов эксплуатируются более 25 лет, т.е. 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%. Общая подключенная тепловая нагрузка потребителей на 01.08.2010 г. составляет около 3500 Гкал/ч, суммарная циркуляция - 42000 тонн/час. Схема ГВС - открытая, объем подпитки системы составляет 9000 тонн/час.
Рис. 3. Карта магистральных тепловых сетей с учетом перспективной застройки
Глава 16. Динамика потребления электроэнергии в Свердловской области
Период 2007-2011 гг. 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 гг. и частичным его возвратом в 2010-2011 гг. По итогам 2011 г. спрос на электроэнергию и электрическую мощность в Свердловской энергосистеме был ниже уровня 2007 г на 1573,6 млрд. кВтч, или на 3,3%, а максимум электрической нагрузки - на 297 МВт, или на 4,2%, то есть докризисный уровень потребления электроэнергии в Свердловской энергосистеме достигнут не был.
В 2011 г. электропотребление Свердловской энергосистемы составило 46,2 млрд. кВтч, а собственный максимум электрической нагрузки потребителей - 6748 МВт.
Динамика потребления электроэнергии по Свердловской энергосистеме, начиная с 2007 года, представлена в таблице 10.
Динамика потребления электроэнергии Свердловской области
Таблица 10
|
Наименование показателя |
2007 год |
2008 год |
2009 год |
2010 год |
2011 год |
|
Электропотребление, млн. кВтч |
47761,8 |
47709,2 |
42073 |
44713,9 |
46188,2 |
|
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВтч |
1440 |
-52,6 |
-5636,2 |
2640,9 |
1474,3 |
|
Среднегодовые темпы прироста, проценты |
3,4 |
-0,1 |
-11,8 |
6,3 |
3,3 |
Рис. 4. Динамика потребления электроэнергии Свердловской области, (млн. кВтч)
Электропотребление и доля
энергоузлов в величине прироста (снижения) электропотребления Свердловской энергосистемы в 2009-2011 годах
Таблица 11
|
Энергоузлы |
Электропотребление, млн. кВтч |
Электропотребление, проценты |
Прирост (+), снижение (-) электропотребления, млн. кВтч |
Доля в приросте (+), снижении (-) электропотребления, проценты |
||||
|
|
2009 г. |
2010 г. |
2009 г. |
2010 г. |
2009 г. |
2010 г. |
2009 г. |
2010 г. |
|
Свердловская энергосистема |
42073 |
44714 |
100,0 |
100,0 |
-5636 |
2641 |
100 |
100 |
|
в том числе энергоузлы: | ||||||||
|
Серовский |
6615 |
7386 |
15,7 |
16,5 |
-2110 |
771 |
37 |
29 |
|
Восточный |
7243 |
7773 |
17,2 |
17,4 |
-1667 |
529 |
30 |
20 |
|
Западный (вместе с МО "г. Екатеринбург") |
14721 |
15378 |
35,0 |
34,4 |
-594 |
658 |
11 |
25 |
|
Западный (без МО "г. Екатеринбург") |
8563 |
8872 |
20,4 |
19,8 |
-752 |
310 |
13 |
12 |
|
МО "г. Екатеринбург" |
6158 |
6506 |
14,6 |
14,6 |
158 |
348 |
-3 |
13 |
|
Нижнетагильский |
10999 |
12012 |
26,1 |
26,9 |
-1438 |
1013 |
26 |
38 |
|
Артемовский и Талицкий |
2495 |
2165 |
5,9 |
4,8 |
172 |
-330 |
-3 |
-13 |
В целом централизованный сектор электроснабжения Свердловской энергосистемы включает Серовский, Восточный, Западный (с МО "г. Екатеринбург"), Нижнетагильский, Артемовский и Талицкий энергоузлы, территориально соответствующие зонам деятельности одноименных филиалов электрических сетей филиала "Свердловэнерго". Потребителей МО "г. Екатеринбург" обслуживает в основном ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания" с долей в максимуме электрической нагрузки города 83% (остальное - Западные электрические сети).
Глава 17. Структура электропотребления Свердловской области
Перечень
основных крупных потребителей электрической энергии
Крупные потребители электроэнергии в Свердловской энергосистеме представлены в таблице 12.
Крупные потребители
электроэнергии в Свердловской энергосистеме
Таблица 12
|
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" |
К числу крупных потребителей в настоящей работе отнесены 65 предприятий, (таблица 13.)
Динамика
электропотребления Свердловской энергосистемы в 2008-2010 годах в разрезе энергоузлов, групп потребителей и крупных потребителей
Таблица 13
|
Наименование |
Электропотребление, |
||
|
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Свердловская энергосистема |
47709 |
42073 |
44714 |
|
в том числе энергоузлы: | |||
|
Серовский |
8725 |
6615 |
7386 |
|
ОАО "РУСАЛ-БАЗ" |
3731 |
2560 |
1821 |
|
ОАО "Севуралбокситруда" |
521 |
514 |
497 |
|
ОАО "Металлургический завод им. Серова" |
485 |
380 |
465 |
|
ОАО "Серовский ферросплавный завод" |
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 |
|
ОАО "Свердловская железная дорога" |
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 |
|
ОАО "СУАЛ-УАЗ" |
2883 |
1540 |
1437 |
|
ОАО "Богдановичский огнеупорный завод" |
73 |
64 |
78 |
|
Комбинат "Сухоложскцемент" |
260 |
238 |
238 |
|
ОАО "Сухоложский завод вторичных цветных# |
92 |
67 |
67 |
|
ОАО Сухоложский огнеупорный завод |
37 |
27 |
37 |
|
ОАО "Ураласбест" |
563 |
468 |
595 |
|
ОАО "Свердловская железная дорога" |
762 |
665 |
690 |
|
Росэнергоатом БАЭС (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 "Нижнесергинскии 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 |
|
ОАО "Березовское рудоуправление" |
|
|
|
|
ЗАО "Березовский электрометаллургический завод" |
15 |
68 |
127 |
|
ОАО "Уральский завод прецизионных сплавов" |
35 |
38 |
42 |
|
ОАО "Свердловская железная дорога" |
820 |
721 |
737 |
|
ОАО "Полевской криолитовый завод" |
66 |
78 |
78 |
|
ОАО "Ключевской ферросплавный завод" |
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 |
|
ОАО "Нижне-Тагильский металлургический комбинат" |
1552 |
1300 |
1300 |
|
ОАО "Высокогорский ГОК" |
338 |
295 |
282 |
|
ОАО "Качканарский ГОК "Ванадий" |
1753 |
1850 |
1850 |
|
ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА" |
678 |
567 |
597 |
|
ОАО "Кировградский завод твердых сплавов" |
77 |
51 |
60 |
|
ОАО "Невьянский цементный завод" |
130 |
140 |
171 |
|
ОАО "Уралэлектромедь" филиалы |
146 |
152 |
153 |
|
ОАО "Святогор" |
232 |
236 |
237 |
|
ОАО "НПК "Уралвагонзавод" |
418 |
418 |
368 |
|
ОАО "Уральский электрохимический комбинат" |
1275 |
1275 |
1275 |
|
ФГУП "Комбинат "Электрохимприбор" |
120 |
125 |
125 |
|
ОАО "Промко Российский металл" |
0 |
0 |
3 |
|
ОАО "Ревдинский завод ОЦМ" |
50 |
45 |
57 |
|
ОАО "Северо-Западные магистральные нефтепроводы" |
79 |
82 |
79 |
|
ООО "Невьянский машиностроительный завод" |
41 |
36 |
36 |
|
ОАО "Уральская химическая компания" |
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 |
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 |
|
Собственные нужды электростанций |
0 |
0 |
0 |
|
Потери в сетях |
509 |
504 |
483 |
Динамика изменения собственного максимума нагрузки Свердловской энергосистемы представлена в таблице 14.
Динамика
изменения максимума нагрузки Свердловской энергосистемы
Таблица 14
|
Наименование показателя |
2007 г. |
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
2011 г. |
|
Собственный максимум нагрузки, МВт |
7045 |
7035 |
6509 |
6641 |
6748 |
|
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт |
74 |
-10 |
-526 |
132 |
107 |
|
Темп прироста, проценты |
1,06 |
-0,14 |
-7,48 |
2,03 |
1,61 |
Рис. 5. Динамика изменения максимума нагрузки Свердловской области, (МВт)
В 2011 году собственный максимум нагрузки составил 6748 МВт (увеличение максимума нагрузки по отношению к 2010 году на 1,61 процента). В целом за период с 2007 по 2011 год снижение собственного максимума нагрузки энергосистемы составило 297 МВт (прирост за период на - 4.21 процента).
В настоящее время Свердловская энергосистема в целом, с учетом энергетических мощностей блок-станций промышленных предприятий и Белоярской АЭС, относится к избыточным энергосистемам ОЭС Урала как по мощности, так и по электроэнергии, однако электроснабжение отдельных энергоузлов (Серово-Богословского, Первоуральско-Ревдинского, Каменск-Уральского и г. Екатеринбурга) остается весьма напряженным.
Свердловская энергосистема имеет развитые электрические связи с Курганской, Пермской, Тюменской и Челябинской энергосистемами ОЭС Урала, по которым осуществляются балансовые перетоки мощности и электроэнергии.
Прогнозные уровни
потребления электроэнергии и электрической мощности свердловской энергосистемы на перспективу до 2020 года по энергоузлам
Расчеты прогнозной потребности Свердловской региональной энергосистемы в электроэнергии и электрической мощности на перспективу до 2020 г. выполнены с опорой на информацию 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 областной Администрации по инвестиционным проектам.
В период 1991-2011 гг. потребление электроэнергии в зоне ОЭС Урала и Свердловской региональной энергосистемы находилось под макроэкономическим воздействием, о чем свидетельствуют синхронные изменения в темпах роста (снижения) годового электропотребления. Темпы роста электропотребления ОЭС Урала и Свердловской энергосистемы в 2011 г. учтены оценочно по данным за январь-август. Макроэкономическое воздействие на объемы производства и уровни потребления электроэнергии и электрической мощности сохраняется и в прогнозный период. В настоящее время многие крупные потребители сдержаннее оценивают свои перспективы по потреблению электроэнергии и электрической мощности, чем оценивали во время предыдущих опросов, что объясняется, в том числе, учетом прогнозируемого макроэкономического воздействия.
При благоприятных макроэкономических условиях дееспособные предприятия и особенно те из них, что успели обновить основные производственные фонды, способны вернуться к проектной мощности в короткие сроки. Наличие у потребителей технических и сетевых решений по электроснабжению в рамках проектной мощности позволяет учесть этот возврат в ближайшие сроки.
Вариантный подход при выполнении прогнозных расчетов потребления электроэнергии и электрической мощности обусловлен учетом макроэкономического воздействия, неоднозначностью исходных данных по отдельным крупным потребителям и комбыту, недостаточной информационной обеспеченностью по мелким и средним промышленным предприятиям.
По коммунально-бытовому хозяйству Свердловской области и МО "г. Екатеринбург" на перспективу до 2020 г. рост потребления в электрической мощности учтен в объеме выданных электроснабжающими организациями технических условий по подключению заявленной электрической нагрузки (по МО "г. Екатеринбург" - в строке "прочие потребители").
Прогнозные уровни электропотребления и максимумов электрической нагрузки Свердловской региональной энергосистемы на период до 2020 г. полученные с учетом отмеченных расчетных условий и округления, приводятся в таблице 15.
Прогнозные уровни
электропотребления и максимумы электрической нагрузки Свердловской региональной энергосистемы на перспективу до 2020 года (максимальный и минимальный варианты)
Таблица 15
|
Энергоузлы |
Отчет |
Прогноз по годам |
|||||||||
|
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
|
|
Максимальный вариант | |||||||||||
|
Электрическая нагрузка, МВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Свердловская энергосистема |
6641 |
6760 |
6990 |
7180 |
7390 |
7570 |
7790 |
7980 |
8100 |
8200 |
8310 |
|
в том числе энергоузлы: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Серовский |
1069 |
1140 |
1150 |
1160 |
1180 |
1210 |
1320 |
1310 |
1310 |
1310 |
1320 |
|
Восточный |
944 |
930 |
950 |
1020 |
1080 |
1090 |
1100 |
1170 |
1190 |
1220 |
|
|
Западный (вместе с г. Екатеринбургом) |
2596 |
2660 |
2860 |
2920 |
3040 |
3180 |
3250 |
3280 |
3350 |
3410 |
3470 |
|
Западный (без г. Екатеринбурга) |
1296 |
1340 |
1490 |
1510 |
1590 |
1670 |
1700 |
1700 |
1720 |
1740 |
1750 |
|
МО "город Екатеринбург" |
1300 |
1320 |
1360 |
1410 |
1450 |
1510 |
1550 |
1580 |
1630 |
1670 |
1720 |
|
Нижнетагильский |
1611 |
1610 |
1620 |
1660 |
1660 |
1660 |
1690 |
1790 |
1810 |
1820 |
1820 |
|
Артемовский и Талицкий |
421 |
420 |
420 |
420 |
430 |
430 |
430 |
430 |
440 |
440 |
450 |
|
Электропотребление, млн. кВт.ч | |||||||||||
|
Свердловская энергосистема |
44,71 |
46,58 |
47,81 |
49,25 |
50,59 |
51,99 |
54,07 |
55,63 |
56,34 |
56,94 |
57,52 |
|
в том числе энергоузлы: | |||||||||||
|
Серовский |
7,39 |
8,14 |
8,48 |
8,55 |
8,68 |
8,95 |
10,21 |
10,15 |
10,15 |
10,17 |
10,17 |
|
Восточный |
7,77 |
7,83 |
7,88 |
8,42 |
8,47 |
9,01 |
9Д1 |
9,73 |
9,83 |
10,05 |
10,27 |
|
Западный (вместе с г. Екатеринбургом) |
15,38 |
16,28 |
17,17 |
17,54 |
18,51 |
19,06 |
19,47 |
19,68 |
20,09 |
20,4 |
20,71 |
|
Западный (без г. Екатеринбурга) |
8,87 |
9,73 |
10,45 |
10,54 |
11,3 |
11,55 |
11,77 |
11,79 |
11,97 |
12,08 |
12,18 |
|
МО "город Екатеринбург" |
6,51 |
6,55 |
6,72 |
7 |
7,21 |
7,51 |
7,7 |
7,89 |
8,12 |
8,32 |
8,53 |
|
Нижнетагильский |
12,01 |
12,14 |
12,11 |
12,55 |
12,69 |
12,73 |
13,04 |
13,83 |
13,99 |
14,01 |
14,03 |
|
Артемовский и Талицкий |
2,16 |
2,19 |
2,17 |
2,19 |
2,24 |
2,24 |
2,24 |
2,24 |
2,28 |
2,31 |
2,34 |
|
Минимальный вариант | |||||||||||
|
Электрическая нагрузка, МВт | |||||||||||
|
Свердловская энергосистема |
6641 |
6720 |
6870 |
7050 |
7160 |
7320 |
7460 |
7650 |
7840 |
8020 |
8090 |
|
в том числе энергоузлы: | |||||||||||
|
Серовский |
1069 |
1140 |
1150 |
1160 |
1170 |
1210 |
1200 |
1310 |
1310 |
1310 |
1310 |
|
Восточный |
944 |
940 |
960 |
1000 |
1070 |
1080 |
1090 |
1100 |
1110 |
1210 |
1230 |
|
Западный (вместе с г. Екатеринбургом) |
2596 |
2650 |
2740 |
2840 |
2860 |
2970 |
3130 |
3150 |
3260 |
3320 |
3370 |
|
Западный (без г. Екатеринбурга) |
1296 |
1340 |
1410 |
1440 |
1440 |
1490 |
1620 |
1610 |
1680 |
1710 |
1720 |
|
МО "город Екатеринбург" |
1300 |
1310 |
1330 |
1400 |
1420 |
1480 |
1510 |
1540 |
1580 |
1610 |
1650 |
|
Нижнетагильский |
1611 |
1570 |
1600 |
1630 |
1630 |
1630 |
1610 |
1660 |
1730 |
1750 |
1750 |
|
Артемовский и Талицкий |
421 |
420 |
420 |
420 |
430 |
430 |
430 |
430 |
430 |
430 |
430 |
|
Электропотребление, млн.кВт.ч |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Свердловская энергосистема |
44,71 |
46,06 |
46,55 |
47,9 |
48,62 |
49,88 |
50,67 |
52,29 |
53,49 |
54,78 |
55,27 |
|
в том числе энергоузлы: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Серовский |
7,39 |
7,95 |
7,95 |
8,01 |
8,01 |
8,69 |
8,65 |
9,42 |
9,42 |
9,44 |
9,44 |
|
Восточный |
7,77 |
7,79 |
7,79 |
8,18 |
8,64 |
8,74 |
8,76 |
9,02 |
9,12 |
9,91 |
10,13 |
|
Западный (вместе с г. Екатеринбургом) |
15,38 |
16,02 |
16,53 |
17,00 |
17,21 |
17,65 |
18,66 |
18,82 |
19,39 |
19,71 |
19,98 |
|
Западный (без г. Екатеринбурга) |
8,87 |
9,57 |
9,95 |
10,09 |
10,11 |
10,32 |
11,16 |
11,17 |
11,54 |
11,70 |
11,80 |
|
МО "город Екатеринбург" |
6,51 |
6,45 |
6,58 |
6,91 |
7,10 |
7,33 |
7,50 |
7,65 |
7,85 |
8,01 |
8,18 |
|
Нижнетагильский |
12,01 |
12,13 |
12,11 |
12,53 |
12,54 |
12,58 |
12,38 |
12,81 |
13,31 |
13,47 |
13,47 |
|
Артемовский и Талицкий |
2,16 |
2,17 |
2,17 |
2,18 |
2,22 |
2,22 |
2,22 |
2,22 |
2,25 |
2,25 |
2,25 |
Потребность Свердловской энергосистемы в электроэнергии и электрической мощности оценивается до 2020 г. по минимальному и максимальному вариантам в диапазоне:
на 2013 г. - 47,9-49,3 млрд.кВтч и 7050-7180 МВт;
на 2015 г. - 49,9-52,0 млрд.кВтч и 7320-7570 МВт;
на 2020 г. - 55,3-57,5 млрд.кВтч и 8090-8310 МВт.
В территориальном разрезе прогнозный прирост потребности в электроэнергии и электрической мощности Свердловской энергосистемы определяют Западный, Восточный и Серовский энергоузлы. В сумме их доля в прогнозируемом до 2020 г. приросте электропотребления по вариантам оценивается величиной 84-85 процентов, в том числе Западного энергоузла (с учетом МО "г. Екатеринбург") - 44 процента.
Прирост потребности в электрической мощности по энергосистеме в перспективе до 2020 г (таблица 16) определяют 14 предприятий из группы крупных потребителей, а также группа прочих потребителей (в основном - коммунально-бытовых). По максимальному варианту суммарная их доля составляет в приросте нагрузки по энергосистеме до 2020 г. - 74 процента.
Прогнозируемое изменение
максимума электрической нагрузки Свердловской энергосистемы на период до 2020 года с учетом основных групп и наиболее значимых потребителей
Таблица 16
|
Наименование |
Максимум электрической нагрузки, МВт |
Прирост до 2020 г., МВт |
Доля в приросте, % |
|
|
2010 г. (отчет) |
2020 г. (прогноз) |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Свердловская энергосистема, всего |
6641 |
8310 |
1669 |
100,0 |
|
ОАО "РУСАЛ-БАЗ" |
290 |
480 |
190 |
11,4 |
|
ОАО "Первоуральский новотрубный завод" |
106 |
287 |
181 |
10,8 |
|
ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод" |
50 |
150 |
100 |
6,0 |
|
ОАО "Нижнетагильский металлургический комбинат" |
230 |
296 |
66 |
4,0 |
|
ОАО "Свердловская железная дорога" |
229 |
278 |
49 |
2,9 |
|
ОАО "НПК "Уралвагонзавод" |
75 |
120 |
45 |
2,7 |
|
ОАО "Северский трубный завод" |
140 |
180 |
40 |
2,4 |
|
ОАО "Уральский завод тяжелого машиностроения" |
26 |
58 |
32 |
1,9 |
|
ОАО "Сухоложскцемент" |
34 |
61 |
27 |
1,6 |
|
ОАО "Серовский ферросплавный завод" |
169 |
189 |
20 |
1,2 |
|
ОАО "Асбестовский магниевый завод" |
0 |
75 |
75 |
4,5 |
|
ОЭЗ ППТ "Титановая долина" |
0 |
50 |
50 |
3,0 |
|
ОАО "Уральский трубный завод" |
0 |
29 |
29 |
1,7 |
|
ОАО "Левихинский ГОК" |
0 |
22 |
22 |
1,3 |
|
Итого по 14 крупным потребителям (без учета коэффициента одновременности) |
1348 |
2275 |
926 |
55,5 |
|
Остальные крупные потребители |
1447 |
1578 |
132 |
7,9 |
|
Прочие потребители |
2732 |
3144 |
413 |
24,7 |
|
Собственные нужды электростанций |
638 |
720 |
82 |
4,9 |
|
Потери в сетях |
476 |
592 |
116 |
7,0 |
В минимальном варианте рост потребления электроэнергии и электрической мощности указанных потребителей учтен в более поздние сроки (кроме ОАО "Нижнетагильский металлургический комбинат", по которому до 2020 г. учтено сохранение существующего уровня потребности). По коммунально-бытовому хозяйству Свердловской области на перспективу до 2020 г. рост потребления в электрической мощности учтен в объеме выданных электроснабжающими организациями технических условий по подключении: заявленной электрической нагрузки. По МО "г. Екатеринбург" потенциал спроса на электроэнергию и электрическую мощность в комбыте, на транспорте (логистика) промышленности, выявленный при "разработке раздела "Электроснабжение" ставе# актуализации Генерального плана развития городского округа - муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года (2011 г.), учтено частично по обоим вариантам. Реализация электрической нагрузки по выданным техусловиям в максимальном варианте учтена величиной 167 МВт (в период 2012-2016 гг.), в минимальном 133 МВт (в 2015-2019 гг.). По годам разница в масштабах энергосистемы по вариантам определяется следующими восемью предприятиями (таблица 17).
Предприятия,
определяющие разницу в прогнозном потреблении электрической мощности Свердловской энергосистемы по вариантам
Таблица 17
|
Наименование |
Электрическая нагрузка, МВт |
||||||||||
|
Отчет |
Прогноз по годам |
||||||||||
|
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
|
|
Максимальный вариант | |||||||||||
|
Свердловская энергосистема |
6641 |
6760 |
6990 |
7180 |
7390 |
7570 |
7790 |
7980 |
8100 |
8210 |
8310 |
|
ОАО "РУСАЛ-БАЗ" |
290 |
370 |
370 |
370 |
370 |
370 |
480 |
480 |
480 |
480 |
480 |
|
ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод" |
50 |
50 |
50 |
70 |
70 |
70 |
70 |
135 |
135 |
150 |
150 |
|
ОАО "Уральская фольга" |
14 |
14 |
14 |
16 |
16 |
16 |
16 |
16 |
16 |
16 |
16 |
|
ОАО "Первоуральский новотрубный завод" |
106 |
156 |
207 |
207 |
287 |
287 |
287 |
287 |
287 |
287 |
287 |
|
ОАО "Нижне-Тагильский металлургический комбинат" |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
296 |
296 |
296 |
296 |
296 |
|
ОЭЗППТ "Титановая долина" |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
50 |
50 |
50 |
50 |
|
ОАО "НПК "Уралвагонзавод" |
75 |
89 |
89 |
89 |
89 |
89 |
89 |
89 |
120 |
120 |
120 |
|
ОАО "Левихинский ГОК" |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
22 |
22 |
22 |
22 |
|
Всего по восьми предприятиям |
764 |
909 |
960 |
982 |
1062 |
1062 |
1238 |
1375 |
1406 |
1421 |
1421 |
|
Учтено по техусловиям |
- |
- |
70 |
130 |
131 |
157 |
163 |
163 |
163 |
163 |
163 |
|
Прочие потребители |
2732 |
2712 |
2758 |
2805 |
2839 |
2873 |
2909 |
2945 |
3007 |
3075 |
3144 |
|
Минимальный вариант | |||||||||||
|
Свердловская энергосистема |
6641 |
6720 |
6870 |
7050 |
7160 |
7320 |
7450 |
7650 |
7840 |
8020 |
8090 |
|
ОАО "РУСАЛ-БАЗ" |
290 |
370 |
370 |
370 |
370 |
370 |
370 |
480 |
480 |
480 |
480 |
|
ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод" |
50 |
50 |
50 |
70 |
70 |
70 |
70 |
70 |
70 |
135 |
135 |
|
ОАО "Уральская фольга" |
14 |
14 |
14 |
14 |
14 |
14 |
14 |
14 |
14 |
16 |
16 |
|
ОАО "Первоуральский новотрубный завод" |
106 |
156 |
207 |
207 |
207 |
207 |
287 |
287 |
287 |
287 |
287 |
|
ОАО "Нижне-Тагильский металлургический комбинат" |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
|
ОЭЗ ППТ "Титановая долина" |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
20 |
50 |
50 |
50 |
|
ОАО "НПК "Уралвагонзавод" |
75 |
75 |
75 |
89 |
89 |
89 |
89 |
89 |
89 |
120 |
120 |
|
ОАО "Левихинский ГОК" |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
22 |
22 |
22 |
|
Всего по восьми предприятиям |
764 |
895 |
946 |
980 |
980 |
980 |
1060 |
1190 |
1242 |
1340 |
1340 |
|
По техусловиям |
- |
- |
- |
- |
- |
6 |
17 |
11 |
92 |
133 |
133 |
|
Прочие потребители |
2732 |
2706 |
2748 |
2789 |
2817 |
2845 |
2874 |
2903 |
2941 |
2985 |
3029 |
Разницу в величине максимумов электрической нагрузки Свердловской энергосистемы по максимальному и минимальному вариантам определяют:
учтенные сроки реализации прироста потребности ОАО "РУСАЛ-БАЗ" ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод", ОАО "Уральская фольга", ОАО "Первоуральский новотрубный завод", ОАО "Нижне-Тагильский металлургический комбинат", Титановой долины, ОАО "НПК "Уралвагонзавод", ОАО "Левихинский ГОК";
учтенные сроки реализации прироста потребности нагрузки по выданным техническим условиям для подключения; - масштабы роста нагрузки по прочим потребителям (в основном в МО "г. Екатеринбург"). Прогнозируемое число часов использования максимума электрической нагрузки Свердловской энергосистемы по максимальному варианту имеет тенденцию роста до 6930 часов в год к 2020 г., по минимальному варианту - до 6830 часов в год (при отчетном уровне - 6733 часа в год).
Глава 18. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности
Собственное производство электроэнергии в энергосистеме в 2011 году составило 52093,9 млн. кВт.ч (99,8 процента от уровня 2010 года). Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности представлена в таблице 18.
Структура выработки электроэнергии в 2008-2011 годах
Таблица 18
|
Год |
Производство электроэнергии всего, млн.кВт.ч |
в том числе: |
|||||||
|
тэс |
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 |
4022,3 |
8,2 |
45235 |
87,0 |
20 |
0 |
2230 |
4,8 |
|
2010 |
52379,9 |
3932,6 |
7,5 |
45896 |
87,6 |
20 |
0 |
2551 |
4,9 |
|
2011 |
52093,9 |
4249,8 |
8,2 |
45201 |
86,8 |
20 |
0 |
2643 |
5,0 |
Рис.6. Структура выработки электроэнергии в 2008-2011 годах
Глава 19. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет
В 2011 году межсистемные перетоки из Свердловской энергосистемы в связи с излишней выработкой электроэнергии составили 5905,7 млн.кВтч. и передача излишка мощности - 1099,0 МВт (таблица 18).
Баланс
электроэнергии и мощности Свердловской энергосистемы в 2011 году
Таблица 18
ГАРАНТ:
Нумерация таблиц приводится в соответствии с источником
|
Наименование показателя |
Потребление |
Производство |
Перетоки |
|
Электроэнергия, млн. кВтч |
46188,2 |
52093,9 |
-5905,7 |
|
Мощность, МВт |
6748 |
7847,0 |
-1099,0 |
Раздел 3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы Свердловской области
ГАРАНТ:
Нумерация глав приводится в соответствии с источником
Глава 22. 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;
практически полная зависимость Свердловской области от ввозимых энергоресурсов;
высокие удельные расходы топлива на производство электрической энергии;
несоответствие существующих электростанций (Рефтинская ГРЭС) перспективным экологическим требованиям;
отсутствие централизованного электроснабжения десятков населенных пунктов на территории Свердловской области;
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.
Электроэнергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими проблемами:
значительное количество электросетевых объектов и генерирующих мощностей 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 филиала ОАО "МРСК Урала" Свердловэнерго вследствие значительных протяженностей ЛЭП, отсутствия центров питания 500-220 кВ и устройств компенсации реактивной мощности;
в МО город Екатеринбург и прилегающих городах спутниках: Пышма, Березовский, Среднеуральский, Верхняя Пышма 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 в 2011 году выявлены 141 бесхозяйная трансформаторная подстанция и 512 км распределительных сетей, кроме этого имеются предприятия, владеющие непрофильными сетевыми объектами, эксплуатация которых находится на низком уровне или отсутствует, вследствие чего они ветшают и становятся неспособны нести расчетную нагрузку, не обеспечивают параметры ГОСТа по качеству электроэнергии (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. Многие собственники не несут ответственности за надежное электроснабжение потребителей, общая надежность и управляемость таких сетей снижается;
существует проблема оформления сервитутов на земельные участки охранных зон, доступа к территориям частной застройки, по которым проходят линии;
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 23. Системные характеристики энергосистемы Свердловской области
Полевской энергоузел
1.1. Наименование энергорайона: Полевской энергоузел (ПЭУ)
1.2. Причины отнесения энергорайона к "узкому месту": необходимость ввода графиков аварийного ограничения потребителей (далее - ГАО) на величину до 50 процентов (80 МВт) от потребления ПЭУ (характерно для летнего (весенне-осеннего) периода).
1.3. Характеристика энергорайона:
Полевской энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Малахит, ПС 110 кВ Полевская.
Границы Полевского энергоузла определяют следующие элементы сети: на ПС 500 кВ Южная:
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 ПЭУ 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 в состав контролируемого сечения Полевского энергоузла (КС ПЭУ) 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;
В 220 кВ Мраморная на Белоярской АЭС.
Графическое изображение Полевского энергоузла с указанием КС ПЭУ представлено на рисунке 7.
Рис. 7. Границы Полевского энергоузла
1.4. Баланс мощности ПЭУ на основании фактических замеров за 2011 год представлен в таблице 19.
1.5. Максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 19.
Баланс Полевского энергоузла
Таблица 19
|
Составляющие баланса |
Летний режим, с 16 марта по 14 ноября |
Зимний режим, с 15 ноября по 15 марта |
|
1 |
2 |
3 |
|
Потребление |
Максимум - 178 МВт (зафиксирован 27.05.2011) По летнему контрольному замеру -156 МВт |
Максимальное - 210 МВт (зафиксирован 30.11.2011) По зимнему контрольному замеру -180 МВт |
|
Генерация |
Нет |
Нет |
|
Дефицит |
178 МВт (на момент максимума потребления) 156 МВт (на момент летнего контрольного замера) |
210 МВт (на момент максимума потребления) 180 МВт (на момент зимнего контрольного замера) |
|
Переток в КС ПЭУ в нормальной схеме |
до 350 МВт |
до 390 МВт |
|
МДП в КСПЭУ в нормальной схеме |
390 МВт |
450 МВт |
|
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме |
320 МВт (ремонт ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная или Гвоздика-Полевская) |
- |
|
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 | ||
1.6. Электрических станций в Полевском энергоузле нет.
1.7. Анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима Полевского энергоузла:
1.7.1. Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Малахит-Южная на ремонт ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная (Гвоздика-Полевская) в летний период.
При наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Малахит-Южная на ремонт ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная (Гвоздика-Полевская) возможен перегруз ВЛ 110 кВ Полевская-Южная, Дегтярка-Полевская сверх номинального тока и, как следствие, работа второй ступени АОПО на ПС 110 кВ Полевская, с действием на отключение нагрузки в ПЭУ (ОН до 38 МВт). После работы автоматики наиболее загружены ВЛ 110 кВ Полевская-Южная - до 94 процентов, ВЛ 110 кВ Дегтярка-Полевская - до 70 процентов, В Л 110 кВ Дегтярка-Первоуральская 1, 2 - до 60 процентов по каждой линии.
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 послеаварийном режиме (далее ПАР) - отключение ВЛ 220 кВ Б АЭС-Мраморная или ВЛ 110 кВ Дегтярка-Полевская) помимо возможных схемно-режимных мероприятий (см. 1.7.3.) необходим ввод ограничений (ГАО).
1.7.2. Объем ГАО:
Необходимый объем ГАО, с учетом замены нагрузки отключенной от действия АОПО составляет до 80 МВт.
1.7.3. Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГАО:
замыкание транзита 110 кВ Колюткино-Малахит;
на ПС Полевская выполнена АОПО, с действием на отключение нагрузки в ПЭУ (до 38 МВт).
Ограничивающими элементами в ПЭУ 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;
провод ВЛ 110 кВ Дегтярка-Полевская.
1.8. Перечень мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" Полевского энергоузла представлен в таблице 20.
Перечень
мероприятий, необходимых для ликвидации "узких мест" Полевского энергоузла
Таблица 20
|
Мероприятие* |
Наличие в проектных работах (срок ввода, месяц, год) |
Наличие в ИП субъектов электроэнергетики (срок ввода, месяц, год) |
Необходимый крайний срок ввода (год) |
Эффективность мероприятия (снижение ГАО)** (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-150/24 или аналогичный по ДТН. |
- |
- |
2012 |
15 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, Гвоздика-Полевская номинальным током 500 А на ВЧ заградители номинальным током 600 А. |
- |
- |
2012 |
20 МВт |
|
Заменить провод ВЛ 110 кВ Дегтярка-Полевская марки АС-120/19 на провод марки не менее АС-150/24 или аналогичный по ДТН. |
- |
- |
2012 |
20 МВт |
1.9. Свод описания "узкого места" ПЭУ с анализом результативности мероприятий, предлагаемых для ликвидации "узкого места", приведен в приложении.
Юго-Западный энергорайон
Сечение "Красноуфимская-Михайловская-Первоуральская"
2.1. Наименование энергорайона: Юго-Западный энергорайон (сечение "Красноуфимская-Михайловская-Первоуральская" - КС КМП).
2.2. Причины отнесения энергорайона к "узкому месту": необходимость ввода ГАО на величину до 20 процентов (30 МВт) от потребления контролируемого сечения "Красноуфимская-Михайловская-Первоуральская" (далее КС КМП) (характерно для летнего (весенне-осеннего) периода).
2.3. Характеристика энергорайона:
Юго-Западный энергорайон (сечение "Красноуфимская-Михайловская-Первоуральская" - КС КМП) 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 (КС КМП) определяют следующие элементы сети:
В 110 кВ АТ-3, 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.
Графическое изображение контролируемого сечения "Красноуфимская-Михайловская-Первоуральская" представлено на рисунке 8.
Рис. 8. Границы КС КМП
2.4. Баланс мощности КС КМП на основании фактических замеров за 2011 год представлен в таблице 21.
2.5. Максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 21.
Баланс мощности КС КМП
Таблица 21
|
Составляющие баланса |
Летний режим, с 16 марта по 14 ноября |
Зимний режим, с 15 ноября по 15 марта |
|
1 |
2 |
3 |
|
Потребление |
Максимум - 150 МВт (зафиксирован 07.11.2011) По летнему контрольному замеру - 106 МВт |
Максимум - 169 МВт (зафиксирован 02.02.2012) По зимнему контрольному замеру - 151 МВт |
|
Генерация |
Нет |
Нет |
|
Дефицит |
150 МВт (на момент максимума потребления) 106 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 150 МВт |
до 169 МВт |
|
МДП в КС в нормальной схеме |
240 МВт |
270 МВт |
|
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме |
173 МВт (ремонт АТ-3(4) или ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская или Емелино-Продольная или Продольная-Красноуфимская) |
- |
|
Примечание: *в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС | ||
2.6. Электрических станций в КС КМП нет.
2.7. Анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима КС КМП:
2.7.1. 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 В Л 220 кВ Емелино-Продольная (Продольная-Красноуфимская) на ремонт ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская
2) наложение аварийного отключения АТ-3 (4) на ремонт АТ-4 (3) на ПС 220 кВ Красноуфимская;
3) наложение аварийного отключения 1(2)С на ремонт 2(1)С на ПС 220 кВ Красноуфимская;
4) наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская на ремонт 2С на ПС 500 кВ Емелино.
Далее рассмотрен случай наложения аварийного отключения ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Продольная-Красноуфимская) на ремонт ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская.
При наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Продольная-Красноуфимская) на ремонт ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская наиболее загружены ВЛ 110 кВ Н.Серги-Первоуральская - до 93 процентов, ВЛ 110 кВ Дидино-Первоуральская - до 85 процентов. Напряжение в КС КМП, с учетом работы БСК на ПС 220 кВ Красноуфимская, ПС 110 кВ Михайловская, не ниже 101 кВ.
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 или ВЛ 110 кВ Н.Серги-Первоуральская) помимо возможных схемно-режимных мероприятий (см. 2.7.3.) необходим ввод ограничений (ГАО).
2.7.2. Объем ГАО:
Необходимый объем ГАО составляет до 30 МВт.
2.7.3. Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГАО:
замыкание транзита 110 кВ Красноуфимская-Романовка-Чернушка; на ПС 220 Дружинино перевод нагрузки (до 7 МВт) запитанной от ВЛ 110 кВ Дидино-Михайловская на питание от ВЛ 220 кВ Емелино-Первоуральская 1.
2.7.4. Ограничивающими элементами в КС КМП являются:
на ПС 110 кВ Н.Серги - ошиновка ВЛ 110 кВ Н.Серги-Первоуральская, Н.Серги-Михайловская;
провод ВЛ 110 кВ Дидино-Первоуральская, Дидино-Михайловская, Н.Серги-Первоуральская, Н.Серги-Михайловская.
2.8. Перечень мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" сечения, представлен в таблице 22.
Перечень
мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" сечения
Таблица 22
|
Мероприятие* |
Наличие в проектных работах (срок ввода, месяц, год) |
Наличие в ИП субъектов электроэнергетики (срок ввода, месяц, год) |
Необходимый крайний срок ввода (год) |
Эффективность мероприятия (снижение ГАО)** (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. |
- |
- |
2012 |
15 МВт |
|
Установить на ПС 110 кВ Михайловская АОПО на ВЛ 110 кВ Дидино-Михайловская, Михайловская-Н.Серги с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Михайловская. |
- |
- |
2012 |
20 МВт |
2.9. Свод описания "узкого места" КС КМП с анализом результативности вводов оборудования для ликвидации "узкого места" приведен в приложении.
Сечение "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская"
2.10. Наименование энергорайона: сечение "Свердловская-Искра-ВИЗ- Петрищевская".
2.11. Причины отнесения энергорайона к "узкому месту": необходимость ввода ГАО на величину до 15 процентов (50 МВт) от максимального потребления КС "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская" (характерно для ОЗП).
2.12. Характеристика энергорайона:
Сечение "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.
Границы контролируемого сечения "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская" определяют следующие элементы сети:
В 220 кВ Искра 1, 2 на СУГРЭС;
В 110 кВ Звезда на ПС 110 кВ Свердловская;
В 110 кВ Свердловская ТЭЦ на ПС 110 кВ Свердловская;
В 110 кВ ВИЗ 1, 2 на ПС 110 кВ Петрищевская.
Графическое изображение контролируемого сечения "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская" представлено на рисунке 9.
Рис. 9. Границы КС "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская"
2.13. Баланс мощности контролируемого сечения "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская" на основании фактических замеров за 2011 год представлен в таблице 23.
2.14. Максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 23.
Баланс КС "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская"
Таблица 23
|
Составляющие баланса |
Летний режим, с 16 марта по 14 ноября |
Зимний режим, с 15 ноября по 15 марта |
|
Потребление |
Максимум - 395 МВт (зафиксирован 11.07.2011) По летнему контрольному замеру - 336 МВт |
Максимум - 469 МВт (зафиксирован 31.01.2012) По зимнему контрольному замеру - 434 МВт |
|
Генерация |
61 МВт (на момент максимума потребления) 56 МВт (на момент летнего контрольного замера) |
111 МВт (на момент максимума потребления) 111 МВт (на момент зимнего контрольного замера) |
|
Дефицит |
334 МВт (на момент максимума потребления) 280 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 334 МВт |
до 358 МВт |
|
МДП в КС в нормальной схеме |
350 МВт |
370 МВт |
|
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме |
350 МВт (ремонт ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 или 2) |
|
|
Примечание: *в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС | ||
2.15. Перечень электрических станций, находящихся в КС "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская", с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности представлен в таблице 24.
Перечень
электрических станций, находящихся в КС "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская"
Таблица 24
|
Наименование электростанции |
Установленная мощность, МВт |
Располагаемая мощность, МВт |
Диапазон регулирования*, МВт |
||
|
зима |
лето |
зима |
лето |
||
|
Свердловская ТЭЦ |
36 |
36 |
36 |
- |
- |
|
Уралметпром (ТЭЦ ВИЗа) |
75 |
75 |
25 |
- |
- |
|
Примечание: *- диапазон регулирования активной мощности электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности электростанций | |||||
2.16. Анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима КС "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская":
2.16.1. Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2 в период ОЗП (согласно "Методических указаний 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 и Депо 1, 2 (ОН до 20 МВт) и В 110 кВ СвТЭЦ и Звезда. Перегрузов оборудования нет, напряжения в допустимых пределах.
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 Звезда-Свердловская (Свердловская-СвТЭЦ) или 1(2) СШ 220 кВ ПС 500 кВ Южная) помимо возможных схемно-режимных мероприятий (см. 3.7.3.) необходим ввод ограничений (ГАО).
2.16.2. Объем ГАО:
Необходимый объем ГАО составляет до 50 МВт.
2.16.3. Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГАО:
на ПС 220 кВ Искра включить В 110 кВ Звезда и СвТЭЦ;
на ПС 500 кВ Южная включить В 110 кВ Академическая, на ПС 110 кВ Петрищевская отключить В 110 кВ Академическая (перенос разрыва транзита с ПС 500 кВ Южная на ПС 110 кВ Петрищевская).
2.16.4. Ограничивающими элементами в КС "Свердловская-Искра-ВИЗ- Петрищевская" являются:
на ПС 110 кВ Петрищевская - ВЧ заградители ВЛ 110 кВ ВИЗ-Петрищевская 1, 2;
на ПС 110 кВ ВИЗ - выключатели 110 кВ, трансформаторы тока, ВЧ заградители ВЛ 110 кВ ВИЗ-Петрищевская 1, 2;
на ПС 11 кВ Свердловская - выключатели 110 кВ, трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Звезда-Свердловская, Свердловская-СвТЭЦ.
2.17. Перечень мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" КС "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская", представлен в таблице 25.
Перечень
мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" КС "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская"
Таблица 25
|
Мероприятие* |
Наличие в проектных работах (срок ввода, месяц, год) |
Наличие в ИП субъектов электроэнергетики (срок ввода, месяц, год) |
Необходимый крайний срок ввода (год) |
Эффективность мероприятия (снижение ГАО)** (МВт) |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Реконструкция ПС 110 кВ ВИЗ |
- |
Включено в инвестиционную программу ОАО "ЕЭСК" на период 2012-2016 |
2015 |
15 МВт |
|
Реконструкция ПС 110 кВ Свердловская |
- |
Включено в инвестиционную программу ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" на период 2011-2015 гг. |
2013 |
15 МВт |
|
Замена ВЧ заградителей на ПС 110 кВ Петрищевская |
- |
Внесено предложение для включения в инвестиционную программу ОАО "ЕЭСК" |
2012 |
20 МВт |
2.18. Свод описания "узкого места" КС КМП с анализом результативности вводов оборудования для ликвидации "узкого места" приведен в приложении 1.
Сечение "Южная-Сибирская-НСТЭЦ"
2.19. Наименование энергорайона: сечение "Южная-Сибирская-НСТЭЦ".
2.20. Причины отнесения энергорайона к "узкому месту": необходимость ввода ГАО на величину до 20 процентов (93 МВт) от максимального потребления КС "Южная-Сибирская-НСТЭЦ" (характерно для ОЗП).
2.21. Характеристика энергорайона:
Сечение "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" 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" представлено на рисунке 10.
Рис. 10. Границы КС "Южная-Сибирская-НСТЭЦ"
2.22. Баланс мощности КС "Южная-Сибирская-НСТЭЦ" на основании фактических замеров за 2011 год представлен в таблице 26.
2.23. Максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 26.
Баланс КС "Южная-Сибирская-НСТЭЦ"
Таблица 26
|
Составляющие баланса |
Летний режим, с 16 марта по 14 ноября |
Зимний режим, с 15 ноября по 15 марта |
|
1 |
2 |
3 |
|
Потребление |
Максимум - 465 МВт (зафиксирован 07.11.2011) По летнему контрольному замеру - 295 МВт |
Максимум - 478 МВт (зафиксирован 27.12.2011) По зимнему контрольному замеру - 426 МВт |
|
Генерация |
Нет |
Нет |
|
Дефицит |
465 МВт (на момент максимума потребления) 295 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 465 МВт |
до 478 МВт |
|
МДП в КС в нормальной схеме |
490 МВт |
560 МВт |
|
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме |
320 МВт (ремонт 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная) |
|
|
Примечание: *в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС | ||
2.24. Электрических станций в КС "Южная-Сибирская-НСТЭЦ" нет.
2.25. Анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима КС "Южная-Сибирская-НСТЭЦ":
2.25.1. Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная в период ОЗП.
При аварийном отключении 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная по ВЛ 110 кВ Весна-НСТЭЦ, 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. Напряжения в допустимых пределах.
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) помимо возможных схемно-режимных мероприятий (см. 4.7.3.) необходим ввод ограничений (ГАО).
2.25.2. Объем ГАО:
Необходимый объем ГАО 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 |
2.25.3. Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГАО:
на ПС 500 кВ Южная включить В 110 кВ ВЛ Академическая (Петрищевская);
на ПС 110 кВ Октябрьская, Арена включить СВ 110 кВ, на ПС 110 кВ Сибирская отключить В 110 кВ Октябрьская и Арена (перевод нагрузки до 30 МВт);
на ПС 220 кВ Калининская отключить В 220 кВ AT1 (в случае если на СУГРЭС в работе не менее 3 блоков, либо 2 блоков и ПГУ-410);
на НСТЭЦ загрузить ТГ, работающие на шины 110 кВ, до максимальной величины, контролируя загрузку ВЛ 110 кВ Весна-НСТЭЦ, НСТЭЦ-Сибирская.
2.25.4. Ограничивающими элементами в КС "Южная-Сибирская- НСТЭЦ" являются:
провод ВЛ 110 кВ НСТЭЦ-Сибирская, Весна-НСТЭЦ, Калининская-Сибирская 1, 2.
2.26. Перечень мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" КС "Южная-Сибирская-НСТЭЦ", представлен в таблице 27.
Перечень
мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" КС "Южная-Сибирская-НСТЭЦ"
Таблица 27
|
Мероприятие* |
Наличие в проектных работах (срок ввода, месяц, год) |
Наличие в ИП субъектов электроэнергетики (срок ввода, месяц, год) |
Необходимый крайний срок ввода (год) |
Эффективность мероприятия (снижение ГАО)** (МВт) |
|
Строительство ПС 220 кВ Надежда, с установкой двух автотрансформаторов номинальной мощностью 250 МВА каждый. |
1. "Строитель ство ПС 220 кВ Надежда" 2. "Заходы В Л 220 кВ Южная -Ново-Свердловская ТЭЦ на ПС 220 кВ Надежда" |
Включено в инвестицион ную программу МЭС Урала |
2012 |
93 МВт (новый центр питания в Екатеринбургском энергоузле, полностью исключает ввод ГАО в описанных СРС) |
|
Реконструкция ПС 110 кВ Сибирская |
нет |
Включено в инвестицион ную программу ОАО "ЕЭСК" на период 2012-2016 |
2014 |
0 МВт (приведение коммутационного оборудования в соответствие токам к.з.) |
2.27. Свод описания "узкого места" КС "Южная-Сибирская-НСТЭЦ" с анализом результативности вводов оборудования для ликвидации "узкого места" приведен в приложении.
Восточный энергоузел
2.28. Наименование энергорайона: Восточный энергоузел (ВЭУ).
2.29. Причины отнесения энергорайона к "узкому месту": необходимость ввода ГАО на величину до 26 процентов (65 МВт) от максимального потребления ВЭУ (характерно как для ОЗП, так и для летнего (весенне-осеннего) периода).
2.30. Характеристика энергорайона:
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 определяют следующие элементы сети:
В 220 кВ Сирень на РефтГРЭС;
В 110 кВ Черново на ПС 220 кВ 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 кВ Кармак.
Графическое изображение ВЭУ представлено на рисунке 11.
Рис. 11. Границы ВЭУ
2.31. Баланс мощности КС ВЭУ на основании фактических замеров за 2011 год представлен в таблице 28.
2.32. Максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 28.
Баланс Восточного энергоузла
Таблица 28
|
Составляющие баланса |
Летний режим, с 16 марта по 14 ноября |
Зимний режим, с 15 ноября по 15 марта |
|
Потребление |
Максимум - 210 МВт (зафиксирован 01.11.2011) По летнему контрольному замеру - 133,5 МВт |
Максимум - 221 МВт (зафиксирован 08.02.2012) По зимнему контрольному замеру - 183 МВт |
|
Генерация |
Нет |
Нет |
|
Дефицит |
210 МВт (на момент максимума потребления) 133,5 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 210 МВт |
до 221 МВт |
|
МДП в КС в нормальной схеме |
215 МВт |
230 МВт |
|
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме |
160 МВт (ремонт 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС) |
|
|
Примечание: *в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС | ||
2.33. Электрических станций в Восточном энергоузле нет.
2.34. Анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима Восточного энергоузла:
2.34.1. Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 1СШ 220 кВ РефтГРЭС и подготовка к отключению в ПАР 2СШ 220 кВ РефтГРЭС в период ОЗП (для летнего (весенне-осеннего) периода ситуация практически идентична при наложении аварийного отключения 1СШ 220 кВ РефтГРЭС на ремонт Блока N 3 БАЭС).
При аварийном отключении 1СШ 220 кВ РефтГРЭС в период ОЗП, токовая нагрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Окунево-РефтГРЭС 2 составит до 1080А и превысит уставку АРЛ ВЛ 220 кВ Окунево-РефтГРЭС 1, 2 на ПС 220 кВ Окунево, равную 875А. На ПС 220 кВ Окунево АРЛ с выдержкой времени 7 секунд действует на отключение В 220 кВ Б АЭС, В 110 кВ Асбест 1, 2 с запретом АПВ.
После работы АРЛ на ПС 220 кВ Окунево токовая загрузка ВЛ 220 кВ Окунево-РефтГРЭС 2 составит до 72 процента, РефтГРЭС-Травянская 2 - до 80 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест-Знаменская до 80 процентов , AT1 БАЭС - до 100 процентов.
Напряжения на транзитах 110 кВ Камышлов-Маян и Сирень-Юшала в допустимых пределах - до 91-94 кВ, на ПС 110 кВ Сирень - до 95 кВ.
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 2СШ 220 кВ РефтГРЭС) необходимо выполнение возможных схемно-режимных мероприятий (см. 5.7.3.). При отсутствии возможности выполнения указанных в п. 5.7.3. мероприятий необходим ввод графиков ограничений (ГАО) на величину до 65 МВт.
При аварийном отключении 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС, с учетом ввода ГАО (до 65 МВт), отработает АРП Рефтинской ГРЭС с действием на отключение до 200 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 89-93 кВ, на ПС 220 кВ Сирень - до 94 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, AT1 БАЭС - до 128 процентов. По данным собственника загрузка AT1 БАЭС на величину до 130 процентов допускается на время не более 45 минут. Для снятия перегруза AТ1 в послеаварийном режиме требуется ввод ГАО на величину до 20 МВт.
2.34.2. Объем ГАО:
Необходимый объем ГАО составляет до 65 МВт.
2.34.3. Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГАО:
на ПС 110 кВ Кармак включить В 110 кВ Юшала; на ПС 110 кВ Парус включить СВ 110 кВ; 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.
2.34.4. Ограничивающими элементами являются:
провод ВЛ 220 кВ Окунево-РефтГРЭС 1, 2;
провод ВЛ 110 кВ Глубокая-НСТЭЦ;
на ПС 110 кВ КАЗ - трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Глубокая-КАЗ.
После замены указанных ограничивающих элементов также необходим ввод ГАО, так как в равной степени критичным в послеаварийном режиме является коэффициент запаса по напряжению. Исключить ввод ГАО возможно только после выполнения мероприятий, приведенных в таблице 29.
2.35. Перечень мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" в Восточном энергоузле, представлен в таблице 29.
Перечень
мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" в Восточном энергоузле
Таблица 29
|
Мероприятие* |
Наличие в проектных работах (срок ввода, месяц, год) |
Наличие в ИП субъектов электроэнергетики (срок ввода, месяц, год) |
Необходимый крайний срок ввода (год) |
Эффективность мероприятия (снижение ГАО)** (МВт) |
|
Установка БСК номинальной мощностью 40 Мвар в районе г. Талица |
- |
- |
2012 |
15 МВт |
|
Строительство ВЛ 220 кВ Анна-Сирень |
- |
- |
2012 |
40 МВт |
|
Замена провода марки АС300 ВЛ 220 кВ Окунево-РефтГРЭС 1, 2 на провод марки АС500; Замена провода марки М70 ВЛ 110 кВ Глубокая-НСТЭЦ на провод марки АС 150; Замена на ПС 110 кВ КАЗ трансформаторов тока ВЛ 110 кВ Глубокая-КАЗ на трансформаторы тока номиналом не менее 600 А. |
- |
- |
2012 |
10 МВт |
2.36. Свод описания "узкого места" КС ВЭУ с анализом результативности вводов оборудования для ликвидации "узкого места" приведен в приложении.
Качканарский энергоузел
2.37. Наименование энергорайона: Качканарский энергоузел (КачЭУ).
2.38. Причины отнесения энергорайона к "узкому месту": необходимость ввода ГАО на величину до 12 процентов (64 МВт) от максимального потребления КачЭУ (характерно как для ОЗП, так и для летнего (весенне-осеннего) периода).
2.39. Характеристика энергорайона:
Качканарский энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Качканар, НТГРЭС, 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 (КС КачЭУ) входят следующие элементы сети:
В 220 кВ Цемент на ПС 220 кВ Качканар;
В 220 кВ Янтарь на НТГРЭС;
В 220 кВ ВЛ НТГРЭС-Тагил 1 на ПС 220 кВ Острая;
В 110 кВ В.Тура 1, 2 на Тагил;
В 110 кВ Уральская 1, 2 на НТГРЭС;
В 110 кВ В.Тура на НТГРЭС;
В 110 кВ Красноуральск на НТГРЭС;
В 110 кВ Койва на ПС 110 кВ Бисер;
СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Верстовская.
Графическое изображение Качканарского энергоузла представлено на рисунке 12.
Рис. 12. Границы КачЭУ
2.40. Баланс мощности КачЭУ на основании фактических замеров за 2011 год представлен в таблице 30.
2.41. Максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 30.
Баланс Качканарского энергоузла
Таблица 30
|
Составляющие баланса |
Летний режим, с 16 марта по 14 ноября |
Зимний режим, с 15 ноября по 15 марта |
|
Потребление |
Максимум - 526 МВт (зафиксирован 08.11.2011) По летнему контрольному замеру - 435 МВт |
Максимум - 546 МВт (зафиксирован 01.02.2012) По зимнему контрольному замеру - 514 МВт |
|
Генерация |
264 МВт (на момент максимума потребления) 130 МВт (на момент летнего контрольного замера) |
187 МВт (на момент максимума потребления) 176 МВт (на момент зимнего контрольного замера) |
|
Дефицит |
262 МВт (на момент максимума потребления) 305 МВт (на момент летнего контрольного замера) |
359 МВт (на момент максимума потребления) 338 МВт (на момент зимнего контрольного замера) |
|
Переток в КачЭУ в нормальной схеме |
до 305 МВт |
до 359 МВт |
|
МДП в КачЭУ в нормальной схеме |
460 МВт |
490 МВт |
|
МДП в КачЭУ в наиболее тяжелой* ремонтной схеме |
295 МВт (ремонт ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент или Качканар-Острая) |
- |
|
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 | ||
2.42. Перечень электрических станций, находящихся в Качканарском энергоузле, с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности представлен в таблице 31.
Перечень
электрических станций, находящихся в Качканарском энергоузле
Таблица 31
|
Наименование электростанции |
Установленная мощность, МВт |
Располагаемая мощность, МВт |
Диапазон регулирования*, МВт |
||
|
зима |
лето |
зима |
лето |
||
|
Нижнетуринская ГРЭС |
279 |
279 |
279 |
- |
- |
|
Качканарская ТЭЦ |
50 |
50 |
0 |
- |
- |
|
Примечание: *- диапазон регулирования активной мощности электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности электростанций | |||||
2.43. Анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в Качканарском энергоузле:
2.43.1. Описание СРС:
В летний (весенне-осенний) период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар-Острая на ремонт ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент.
При наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар-Острая на ремонт ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент, токовая загрузка ВЛ 220 кВ НТГРЭС-Янтарь может составить до 110 процентов. Для недопущения перегруза ВЛ 220 кВ НТГРЭС-Янтарь требуется ограничение перетока в КС КачЭУ в ремонтной схеме до 295 МВт, путем ввода ГАО (10-15 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) требуется ограничение перетока в КС КачЭУ в послеаварийном режиме до 275 МВт, путем ввода ГАО (до 20 МВт).
В период ОЗП наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качканар-Острая).
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 (Качканар-Цемент)) требуется ограничение перетока в КС КачЭУ в послеаварийном режиме до 295 МВт, путем ввода ГАО (до 64 МВт).
2.43.2. Объем ГАО:
Необходимый объем ГАО составляет: в летний (весенне-осенний) период - до 35 МВт (из них до 15 МВт в ремонтной схеме и до 20 МВт в послеаварийном режиме); в период ОЗП - до 64 МВт в послеаварийном режиме.
2.43.3. Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГАО:
перенос точки разрыва транзита с СВ 110 кВ ПС 110 кВ Верстовская на В 110 кВ Верстовская ПС 110 кВ Бисер (перевод нагрузки 0-5 МВт).
2.43.4. 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.
2.44. Перечень мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" в Качканарском энергоузле, представлен в таблице 32.
Перечень
мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" в Качканарском энергоузле
Таблица 32
|
Мероприятие* |
Наличие в проектных работах (срок ввода, месяц, год) |
Наличие в ИП субъектов электроэнергетики (срок ввода, месяц, год) |
Необходимый крайний срок ввода (год) |
Эффективность мероприятия (снижение ГАО)** (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. 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. |
- |
- |
2012 |
64 МВт |
2.45. Свод описания "узкого места" КачЭУ с анализом результативности вводов оборудования для ликвидации "узкого места" приведен в приложении.
Сечение "БАЗ-Краснотурьинск"
2.46. Наименование энергорайона: Сечение "БАЗ-Краснотурьинск".
2.47. Причины отнесения энергорайона к "узкому месту": необходимость ввода ГАО на величину до 22 процентов (80 МВт) от максимального перетока по КС "БАЗ-Краснотурьинск" (характерно для летнего (весенне-осеннего) периода).
2.48. Характеристика энергорайона:
Сечение "БАЗ-Краснотурьинск" включает в себя основные энергообъекты: ПС 500 кВ БАЗ, ПС 220 кВ Краснотурьинск.
Границы контролируемого сечения "БАЗ-Краснотурьинск" определяют следующие элементы сети:
- ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск;
- ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 1, 2, 3.
Замер активной мощности осуществляется на ПС 500 кВ БАЗ. Положительное направление перетока активной мощности по ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск и ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 1, 2, 3, при котором осуществляется контроль перетока: от шин 220 кВ, 110 кВ ПС 500 кВ БАЗ.
Графическое изображение КС "БАЗ-Краснотурьинск" представлено на рисунке 13.
Рис.13. Границы КС "БАЗ-Краснотурьинск"
2.49. Баланс мощности КС "БАЗ-Краснотурьинск" на основании фактических замеров за 2011 год представлен в таблице 33.
2.50. Максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 33.
Баланс КС "БАЗ-Краснотурьинск"
Таблица 33
|
Составляющие баланса |
Летний режим, с 16 марта по 14 ноября |
Зимний режим, с 15 ноября по 15 марта |
|
1 |
2 |
3 |
|
Потребление |
- |
- |
|
Генерация |
- |
- |
|
Дефицит |
- |
- |
|
Переток в КС в нормальной схеме |
до 378 МВт (зафиксирован 23.10.2011) до 229 МВт (на момент летнего контрольного замера) |
до 324 МВт (зафиксирован 26.01.2012) до 271 МВт (на момент зимнего контрольного замера) |
|
МДП в КС в нормальной схеме |
340 МВт |
395 МВт |
|
МДП в КС в наиболее . тяжелой* ремонтной схеме |
150 МВт (ремонт ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск) |
|
|
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 | ||
2.51. Перечень электрических станций, оказывающих влияние на переток мощности в КС "БАЗ-Краснотурьинск", с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности представлен в таблице 34.
Перечень
электрических станций, находящихся в КС "БАЗ-Краснотурьинск"
Таблица 34
|
Наименование электростанции |
Установленная мощность, МВт |
Располагаемая мощность, МВт |
Диапазон регулирования*, МВт |
||
|
зима |
лето |
зима |
лето |
||
|
Серовская ГРЭС |
538 |
538 |
338 |
- |
- |
|
Богословская ТЭЦ |
135,5 |
85 |
65 |
- |
- |
|
Примечание: *- диапазон регулирования активной мощности электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности электростанций | |||||
2.52. Анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима КС "БАЗ-Краснотурьинск":
2.52.1. Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является наложение аварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 500 кВ БАЗ на ремонт ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск в летний (весенне-осенний) период.
При наложении аварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 500 кВ БАЗ на ремонт ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск, токовая загрузка ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 2 может составить до 134%. Для недопущения перегруза ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 2 требуется ограничение перетока в КС "БАЗ-Краснотурьинск" в ремонтной схеме до 135 МВт, путем ввода ГАО (до 80 МВт) на ПС 220 кВ Краснотурьинск и Богословской ТЭЦ.
2.52.2. Объем ГАО:
Необходимый объем ГАО составляет до 80 МВт, согласно утвержденному "Графику временного отключения потребления в операционной зоне Филиала ОАО "СО ЕЭС" Свердловское РДУ на 2011/2012 гг." располагаемый объем ГАО составляет 107,60 МВт.
2.52.3. Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГАО:
загрузить до максимально-возможной величины РГЕ-110 СеровГРЭС.
2.52.4. Ограничивающими элементами в КС "БАЗ-Краснотурьинск" являются:
провод ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 1, 2;
на ПС 500 кВ БАЗ - ВЧ заградители, трансформаторы тока ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 1, 2, 3;
на ПС 500 кВ Краснотурьинск - выключатели 110 кВ, ВЧ заградители, трансформаторы тока ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 1, 2, 3. 2.53. Перечень мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" в КС "БАЗ-Краснотурьинск", представлен в таблице 35.
Перечень
мероприятий, необходимых для ликвидации "узкого места" в КС "БАЗ-Краснотурьинск"
Таблица 35
|
Мероприятие* |
Наличие в проектных работах (срок ввода, месяц, год) |
Наличие в ИП субъектов электроэнергетики (срок ввода, месяц, год) |
Необходимый крайний срок ввода (год) |
Эффективность мероприятия (снижение ГАО)** (МВт) |
|
Установка АОПО на ПС 220 кВ Краснотурьинск, с действием на отключение нагрузки KПП-3, КПП-4, БТЭЦ (ОН до 110 МВт) |
- |
- |
2012 |
80 МВт |
|
Перефиксация ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 3 (выполнена проводом АС-185) за 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ БАЗ, а ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 2 (выполнена проводом АС-150) за 1 СШ 110 кВ ПС 500 кВ БАЗ. Модернизация устройств релейной защиты (ДЗШ 110 кВ) на ПС 500 кВ БАЗ и ПС 220 кВ Краснотурьинск для обеспечения возможности перефиксации ВЛ 110 кВ. Замена на ПС 500 кВ БАЗ ВЧ заградителей ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 3 Замена на ПС 500 кВ Краснотурьинск выключателей 110 кВ, ВЧ заградителей, трансформаторов тока ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 3 |
- |
- |
2012 |
15 МВт |
2.54. Свод описания "узкого места" КС "БАЗ-Краснотурьинск" с анализом результативности вводов оборудования для ликвидации "узкого места" приведен в приложении.
Глава 22. 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:
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.
Глава 23. Влияние предприятий энергетики на загрязнение окружающей среды в Свердловской области
Динамика
выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий энергетики и их вклад в суммарный выброс по Свердловской области (тыс. т/год)
Таблица 36
|
N строки |
Наименование предприятия |
2007 г. |
2009 г. |
2010 г. |
2011 г. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Филиал "Рефтинская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" |
306,2 |
313,7 |
387,8 |
305,0 |
|
2 |
Верхнетагильская ГРЭС - филиал ОАО "ОГК-1" |
35,1 |
39,8 |
41,9 |
42,4 |
|
3 |
Филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" |
8,6 |
7,5 |
7,5 |
8,0 |
|
4 |
Филиал ОАО "ОГК-2" - Серовская ГРЭС |
35,7 |
35,9 |
36,3 |
37,7 |
|
5 |
Богословская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК N 9") |
19,4 |
17,6 |
14,3 |
17,7 |
|
6 |
Нижнетуринская ГРЭС (Свердловский филиал ОАО "ТГК N 9") |
14,3 |
13,8 |
13,2 |
12,0 |
|
7 |
Красногорская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК N 9") |
22,0 |
21,2 |
21,4 |
19,9 |
|
8 |
Ново-Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК N 9") |
5,5 |
6,2 |
5,9 |
5,8 |
|
9 |
Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК N 9") |
0,9 |
1,3 |
1,2 |
1,0 |
|
10 |
Первоуральская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК N 9") |
0,8 |
0,7 |
0,8 |
0,8 |
|
11 |
Качканарская ТЭЦ (ЕВРАЗ) |
0,3 |
0,2 |
0,4 |
0,3 |
|
12 |
Верхотурская ГЭС (Свердловский филиал ОАО "ТГК N 9") |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
13 |
ОАО "ГТ-ТЭЦ ЭНЕРГО" (г. Реж) |
1,6 |
0,2 |
0,2 |
0,04 |
|
14 |
ТЭЦ ОАО "МК "Уралметпром" * |
|
|
|
|
|
15 |
ТЭЦ НТМК * |
|
|
|
|
|
16 |
ТЭЦ УВЗ * |
|
|
|
|
|
17 |
ТЭЦ УТМЗ * |
|
|
|
|
|
18 |
Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская Атомная Станция" |
0,6 |
0,6 |
0,8 |
0,5 |
|
19 |
ОАО "ГТ-ТЭЦ ЭНЕРГО" (г. Екатеринбург) |
- |
0,6 |
0,1 |
0,1 |
|
20 |
Всего |
451,0 |
459,3 |
531,8 |
451,2 |
|
21 |
Всего по области |
1 255,1 |
1 163,8 |
1 195,9 |
1 103,1 |
|
22 |
Вклад данных предприятий в суммарный выброс по области, % |
35,9 |
39,5 |
44,5 |
40,9 |
* - Информация отдельно по ТЭЦ отсутствует, только в целом по предприятию.
Рис.14. Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий энергетики (тыс. т.)
Рис. 15. 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 37
|
N строки |
Наименование электростанции |
Объем сброса загрязненных сточных вод, млн куб.м |
Масса сброса загрязняющих веществ, тыс. тонн |
Примечание |
||||
|
|
|
2009 |
2010 |
2011 |
2009 |
2010 |
2011 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
Филиал "Рефтинская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" |
29,050 |
28,660 |
19,890 |
5,822 |
5,320 |
7,660 |
|
|
2 |
Верхнетагильская ГРЭС - филиал ОАО "ОГК-1" |
6,070 |
6,500 |
6,100 |
3,925 |
4,930 |
2,490 |
|
|
3 |
филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,326 |
0,360 |
0,330 |
сброс нормативно-очищенных и нормативно-чистых вод |
|
4 |
Серовская ГРЭС - филиал ОАО "ОГК-2" |
0,046 |
0,030 |
0,040 |
0,145 |
0,118 |
0,470 |
|
|
5 |
Богословская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
0,000 |
0,470 |
0,950 |
0,000 |
0,483 |
0,970 |
|
|
6 |
Нижнетуринская ГРЭС (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
2,218 |
2,160 |
2,220 |
0,019 |
0,017 |
0,012 |
|
|
7 |
Красногорская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
0,000 |
0,095 |
0,000 |
0,002 |
0,002 |
0,002 |
сброс нормативно-чистых вод |
|
8 |
Ново-Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,400 |
0,470 |
0,400 |
|
|
9 |
Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
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 |
|
|
11 |
Качканарская ТЭЦ (ЕВРАЗ) |
0,033 |
0,003 |
0,030 |
0,003 |
0,003 |
0,005 |
|
|
12 |
Верхотурская ГЭС (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
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 |
сброс сточных вод не осуществляют |
|
14 |
ТЭЦ ОАО "МК "Уралметпром" |
|
|
|
|
|
|
информация отдельно по ТЭЦ отсутствует, только в целом по предприятию |
|
15 |
ТЭЦ НТМК |
|
|
|
|
|
|
|
|
16 |
ТЭЦ УВЗ |
|
|
|
|
|
|
|
|
17 |
ТЭЦ УТМЗ |
|
|
|
|
|
|
|
|
18 |
ОАО "Концерн Росэнергоатом", филиал Белоярская АЭС |
0,371 |
0,347 |
0,312 |
0,541 |
0,540 |
0,390 |
|
|
19 |
Екатеринбургская ГТ ТЭЦ |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
сброс сточных вод не осуществляют |
|
20 |
Итого |
37,788 |
38,265 |
29,542 |
11,183 |
12,243 |
12,729 |
|
|
21 |
Всего по Свердловской области |
780,32 |
763,42 |
760 |
472,3 |
473 |
472 |
|
|
22 |
Доля, % |
4,8 |
5,0 |
3,9 |
2,4 |
2,6 |
2,7 |
|
Рис. 16. Динамика водоотведения загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты Свердловской области (млн. куб.м)
Рис. 17. Вклад в водоотведение загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты в 2011 году предприятиями энергетики (млн. куб.м)
Рис. 18. Динамика размещения отходов предприятиями энергетики
Динамика
обращения с отходами на предприятиях энергетики
Таблица 38
|
|
Наименование предприятия |
образовано, тыс. тонн |
использовано, тыс. тонн |
размещено, тыс. тонн |
||||||||||
|
2007 |
2009 |
2010 |
2011 |
2007 |
2009 |
2010 |
2011 |
2007 |
2009 |
2010 |
2011 |
% к 2007 г. |
||
|
10016 |
ОАО "Концерн Росэнергоатом", филиал "Белоярская АЭС" |
1,195 |
0,905 |
2,227 |
0,939 |
0,019 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,001 |
0,002 |
0,000 |
0,000 |
0,00 |
|
10826 |
Филиал "Рефтинская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" |
3763,012 |
4307,954 |
5364,773 |
4866,558 |
124,710 |
0,105 |
0,000 |
174,029 |
3656,973 |
4208,477 |
5225,468 |
4686,470 |
128,15 |
|
10828 |
Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
0,152 |
0,162 |
0,150 |
0,225 |
0,006 |
0,000 |
0,001 |
0,001 |
0,028 |
0,034 |
0,050 |
0,059 |
214,69 |
|
10829 |
Красногорская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
218,390 |
215,134 |
240,884 |
198,125 |
0,031 |
0,097 |
0,039 |
0,039 |
217,964 |
214,819 |
240,700 |
197,903 |
90,80 |
|
10830 |
Богословская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
320,519 |
342,153 |
305,995 |
343,607 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
318,275 |
341,316 |
305,157 |
342,620 |
107,65 |
|
10831 |
Качканарская ТЭЦ (ЕВРАЗ) |
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 |
|
10832 |
Филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" |
1,206 |
0,889 |
1,040 |
1,386 |
0,107 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,127 |
0,122 |
0,129 |
0,124 |
97,62 |
|
10833 |
Нижнетуринская ГРЭС (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
194,977 |
199,784 |
190,741 |
180,024 |
0,020 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
194,534 |
199,524 |
190,376 |
179,426 |
92,23 |
|
10834 |
Серовская ГРЭС - филиал ОАО "ОГК-2" |
561,616 |
538,429 |
555,748 |
644,107 |
0,213 |
0,124 |
0,033 |
0,015 |
561,016 |
538,123 |
555,227 |
642,737 |
114,57 |
|
462335 |
Первоуральская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
0,576 |
0,086 |
0,135 |
0,132 |
0,013 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,001 |
0,005 |
0,003 |
0,000 |
2,36 |
|
910118 |
Ново-Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
0,581 |
0,342 |
0,427 |
0,622 |
0,009 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,103 |
0,133 |
0,140 |
0,132 |
128,45 |
|
1001204 |
Верхнетагильская ГРЭС - филиал ОАО "ОГК-1" |
4100,790 |
560,176 |
621,518 |
594,271 |
0,035 |
0,002 |
0,006 |
0,000 |
409,708 |
559,132 |
607,204 |
571,706 |
139,54 |
|
1003837 |
Верхотурская ГЭС (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") |
0,003 |
0,011 |
0,007 |
0,015 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,003 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
2,31 |
|
|
Итого по ЭС |
9163,316 |
6166,257 |
7284,030 |
6830,307 |
125,164 |
0,329 |
0,080 |
174,084 |
5358,747 |
6061,697 |
7124,491 |
6621,181 |
123,56 |
|
|
Всего по области |
185029,6 |
156129,7 |
177599,4 |
185909,349 |
86012,4 |
68013,9 |
74065,5 |
92348,02 |
114964,1 |
94890,1 |
108646,4 |
117030,506 |
101,80 |
|
|
В % от общего объема отходов |
4,952 |
3,949 |
4,101 |
3,674 |
0,146 |
0,000 |
0,000 |
0,189 |
4,661 |
6,388 |
6,558 |
5,658 |
|
Рис. 19. Вклад предприятий энергетики в общий объем размещения отходов (тыс. тонн)
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:
- снижение в 2020 году к 2007 году
- валового выброса загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 28,3%;
- сброса загрязняющих веществ на 25,1%;
- количества размещаемых отходов на 39%;
Глава 24. 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 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 участи магистральных газопроводов, а уголь является дальнепривозным, целесообразно сохранить в топливном балансе ее электростанций весомую долю газа.
Наиболее крупные риски по обеспечению топливом связаны с экспортным происхождением Экибастузского угля, дальностью перевозок угля, сохранением неопределенности в возможностях роста в топливном балансе газа, в том числе возможностями добычи газа на территории Свердловской области.
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.
Глава 25. 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:
комплексно планировать модернизацию энергетического оборудования;
выводить из эксплуатации изношенное оборудование;
заменять (реконструировать) оборудование;
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 во многих муниципальных образованиях 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, 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).
Глава 26. Проблемы в системе теплоснабжения Свердловской области
Рост повреждаемости тепловых сетей
На сегодняшний день износ объектов инженерной инфраструктуры выходит за допустимые пределы и приближается к критическому уровню 60%, 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%, аварийность при этом значительно увеличилась. Ниже приведен график количества повреждений в магистральных тепловых сетях по городам присутствия СТК, включая 2011 год (по области и Екатеринбургу)
Рис. 20. Количество повреждений тепловых сетей обособленного подразделения "Свердловские тепловые сети" ООО "СТК"
Резкое увеличение числа повреждений в отопительных сезонах 2006-2007 гг. и последующих происходит вследствие массового окончания нормативного срока эксплуатации теплотрасс. В межотопительный период 2010 года произошло 302 повреждения, что значительно больше числа повреждений прошлых лет, из-за увеличения числа испытаний трубопроводов с 6 в 2009 году до 8 после 2010-2011 годах.
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 целом проблемы системы теплоснабжения можно классифицировать следующим образом:
|
Проблема |
Описание проявлений |
Причина |
|
Надежность |
Значительное увеличение числа повреждений теплосетей Увеличение числа случаев нанесения вреда здоровью третьих лиц и повреждения имущества третьих лиц |
- Окончание нормативного срока эксплуатации более 40% теплотрасс - 99% повреждений теплотрасс происходит в результате наружной коррозии - Большая часть конструкций тепловых сетей города не обеспечивает надежной защиты трубопровода при воздействии внешней среды - Неэффективность существующей ливневой канализации и дренажных систем |
|
Качество |
- Ухудшение качества ГВС (температура, органолептические параметры) в межотопительный период, периоды запуска отопления, начала циркуляции внутридомовых систем - Недогрев теплоносителя для потребителей при температурах наружного воздуха от минус 20°С и ниже |
- Проведение гидроиспытаний, при которых необходимо снижение температуры подпиточной воды до 40 градусов - Открытый водоразбор ГВС в летний период по одному трубопроводу - Дефицит тепловой мощности и недостаток пиковых источников тепла для покрытия нагрузок во всем диапазоне температур наружного воздуха - Отсутствие систем рециркуляции во многих домах города, низкое качество изоляции внутридомовых систем |
|
Организационно-финансовые |
- Уровень собираемости денежных средств по управляющим компаниям (97,8%), ТСЖ и прочим жилищным организациям (95,1%) ниже среднего уровня по городу, при этом доля потребления жилищными организациями составляет 67% от объема рынка тепловой энергии в г. Екатеринбург |
Низкая платежная дисциплина ТСЖ, управляющих компаний и прочих жилищных организаций |
|
Обеспечение развития города |
С учетом выданных технических условий на подключение к системе централизованного теплоснабжения новых объектов дефицит составляет 131 Гкал/час. |
- Неразвитая система транспортировки тепловой энергии, низкая пропускная способность тепловых сетей, недостаточная располагаемая мощность ряда теплоисточников. |
Раздел 4. Основные цели и задачи развития электроэнергетики Свердловской области
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 этой цели необходимо решить следующие задачи:
1. Снижение зависимости от электроэнергетического комплекса от ввозимого органического топлива.
2. Снижение избыточности энергосистемы до уровня гарантированного самобалансирования.
3. Обеспечение надежного и качественного электроснабжения населения на всей территории Свердловской области, включая удаленные территории, где целесообразно развитие технологий распределенной энергетики.
4. Внедрение экономически эффективных и экологически безопасных технологий производства и распределения электрической и тепловой энергии.
5. 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.
Глава 27. Прогноз потребления электроэнергии и мощности
Расчеты прогнозной потребности Свердловской региональной энергосистемы в электроэнергии и электрической мощности на перспективу до 2020 г. выполнены с опорой на информацию 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 областной Администрации по инвестиционным проектам.
В период 1991-2011 гг. потребление электроэнергии в зоне ОЭС Урала и Свердловской региональной энергосистемы находилось под макроэкономическим воздействием. Темпы роста электропотребления ОЭС Урала и Свердловской энергосистемы в 2011 г. учтены оценочно по данным за январь-август.
Макроэкономическое воздействие на объемы производства и уровни потребления электроэнергии и электрической мощности сохраняется и в прогнозный период. В настоящее время многие крупные потребители сдержаннее оценивают свои перспективы по потреблению электроэнергии и электрической мощности, чем оценивали во время предыдущих опросов, что объясняется, в том числе, учетом прогнозируемого макроэкономического воздействия.
При благоприятных макроэкономических условиях дееспособные предприятия и особенно те из них, что успели обновить основные производственные фонды, способны вернуться к проектной мощности в короткие сроки. Наличие у потребителей технических и сетевых решений по электроснабжению в рамках проектной мощности позволяет учесть этот возврат в ближайшие сроки.
Вариантный подход при выполнении прогнозных расчетов потребления электроэнергии и электрической мощности обусловлен учетом макроэкономического воздействия, неоднозначностью исходных данных по отдельным крупным потребителям и коммунальному быту, недостаточной информационной обеспеченностью по мелким и средним промышленным предприятиям.
По коммунально-бытовому хозяйству Свердловской области и МО "г. Екатеринбург" на перспективу до 2020 г. рост потребления в электрической мощности учтен в объеме выданных электроснабжающими организациями технических условий по подключению заявленной электрической нагрузки (по МО "г. Екатеринбург" - в строке "прочие потребители").
Прогнозные уровни электропотребления и максимумов электрической нагрузки Свердловской региональной энергосистемы на период до 2020 г. полученные с учетом отмеченных расчетных условий и округления, приводятся в таблице 3.1.
ГАРАНТ:
По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "таблице 39"
Прогнозные уровни
электропотребления и максимумы электрической нагрузки Свердловской региональной энергосистемы на перспективу до 2020 года (максимальный и минимальный варианты)
Таблица 39
|
Наименование |
Электрическая нагрузка, МВт |
||||||||||
|
Отчет Прогноз по годам | |||||||||||
|
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
|
|
Максимальный вариант | |||||||||||
|
Свердловская энергосистема |
6641 |
6760 |
6990 |
7180 |
7390 |
7570 |
7790 |
7980 |
8100 |
8210 |
8310 |
|
ОАО "РУСАЛ-БАЗ" |
290 |
370 |
370 |
370 |
370 |
370 |
480 |
480 |
480 |
480 |
480 |
|
ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод" |
50 |
50 |
50 |
70 |
70 |
70 |
70 |
135 |
135 |
150 |
150 |
|
ОАО "Уральская фольга" |
14 |
14 |
14 |
16 |
16 |
16 |
16 |
16 |
16 |
16 |
16 |
|
ОАО "Первоуральский новотрубный завод" |
106 |
156 |
207 |
207 |
287 |
287 |
287 |
287 |
287 |
287 |
287 |
|
ОАО "Нижне-Тагильский металлургический комбинат" |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
296 |
296 |
296 |
296 |
296 |
|
Титановая долина |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
50 |
50 |
50 |
50 |
|
ФГУП "Уралвагонзавод" |
75 |
89 |
89 |
89 |
89 |
89 |
89 |
89 |
120 |
120 |
120 |
|
ОАО "Левихинский ГОК" |
- |
- |
- |
-- |
-- |
- |
- |
22 |
22 |
22 |
22 |
|
Всего по восьми предприятиям |
764 |
909 |
960 |
982 |
1062 |
1062 |
1238 |
1375 |
1406 |
1421 |
1421 |
|
Учтено по техусловиям |
- |
- |
70 |
130 |
131 |
157 |
163 |
163 |
163 |
163 |
163 |
|
Прочие потребители |
2732 |
2712 |
2758 |
2805 |
2839 |
2873 |
2909 |
2945 |
3007 |
3075 |
3144 |
|
Минимальный вариант | |||||||||||
|
Свердловская энергосистема |
6641 |
6720 |
6870 |
7050 |
7160 |
7320 |
7450 |
7650 |
7840 |
8020 |
8090 |
|
ОАО "РУСАЛ-БАЗ" |
290 |
370 |
370 |
370 |
370 |
370 |
370 |
480 |
480 |
480 |
480 |
|
ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод" |
50 |
50 |
50 |
70 |
70 |
70 |
70 |
70 |
70 |
135 |
135 |
|
ОАО "Уральская фольга" |
14 |
14 |
14 |
14 |
14 |
14 |
14 |
14 |
14 |
16 |
16 |
|
ОАО "Первоуральский новотрубный завод" |
106 |
156 |
207 |
207 |
207 |
207 |
287 |
287 |
287 |
287 |
287 |
|
ОАО "Нижне-Тагильский металлургический комбинат" |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
230 |
|
Титановая долина |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
20 |
50 |
50 |
50 |
|
"Уралвагонзавод" |
75 |
75 |
75 |
89 |
89 |
89 |
89 |
89 |
89 |
120 |
120 |
|
ОАО "Левихинский ГОК" |
|
|
|
|
|
|
|
|
22 |
22 |
22 |
|
Всего по восьми предприятиям |
764 |
895 |
946 |
980 |
980 |
980 |
1060 |
1190 |
1242 |
1340 |
1340 |
|
По техусловиям |
- |
- |
- |
- |
- |
6 |
17 |
11 |
92 |
133 |
133 |
|
Прочие потребители |
2732 |
2706 |
2748 |
2789 |
2817 |
2845 |
2874 |
2903 |
2941 |
2985 |
3029 |
В соответствии с выполненными расчетами потребность Свердловской энергосистемы в электроэнергии и электрической мощности оценивается до 2020 г. по минимальному и максимальному вариантам в диапазоне:
на 2013 г. - 47,9-49,3 млрд. кВтч и 7050-7180 МВт;
на 2015 г. - 49,9-52,0 млрд. кВтч и 7320-7570 МВт;
на 2020 г. - 55,3-57,5 млрд. кВтч и 8090-8310 МВт.
В территориальном разрезе прогнозный прирост потребности в электроэнергии и электрической мощности Свердловской энергосистемы определяют Западный, Восточный и Серовский энергоузлы. В сумме их доля в прогнозируемом до 2020 г. приросте электропотребления по вариантам оценивается величиной 84-85 процентов, в том числе Западного энергоузла (с учетом МО "г. Екатеринбург") - 44 процента.
Прирост потребности в электрической мощности по энергосистеме в перспективе до 2020 г. определяют 14 предприятий из группы крупных потребителей, а также группа прочих потребителей (в основном - коммунально-бытовых). По максимальному варианту суммарная их доля составляет в приросте нагрузки по энергосистеме до 2020 г. - 74 процента.
Прогноз спроса на электрическую энергию (млн. кВтч)
Таблица 40
|
Период |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
|
Потребление ОЗ |
46956 |
47444 |
47967 |
48769 |
49619 |
50475 |
51285 |
Прогноз спроса на электрическую мощность (МВт)
Таблица 41
|
Энергоузлы |
Период |
||||||
|
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
|
|
ОЗ |
6 934 |
7 046 |
7 130 |
7 243 |
7 404 |
7 557 |
7 684 |
|
Серово-Богословский |
1060 |
1070 |
1090 |
1140 |
1154 |
1210 |
1250 |
|
Екатеринбургский |
1490 |
1530 |
1550 |
1570 |
1585 |
1600 |
1645 |
|
Первоуральский |
757 |
801 |
837 |
858 |
879 |
900 |
912 |
|
Восточный |
168 |
176 |
182 |
187 |
191 |
194 |
196 |
Глава 28. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных потребителей
Работа по прогнозированию потребления тепловой энергии по большинству городов не проводилась, кроме г. Екатеринбурга
Прогноз тепловой нагрузки г. Екатеринбурга
Рост жилого фонда города Екатеринбург приведет к существенному увеличению нагрузки на систему теплоснабжения г. Екатеринбурга. Суммарный расчетный прирост тепловой нагрузки потребителей до 2025 составит 962,1 Гкал/ч. С учетом исполнения требований приказа Минрегионразвития N 262 от 28 мая 2010 г. 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 г. Екатеринбурга до 2025 года
Рис. 21. Прирост тепловой нагрузки жилого фонда г. Екатеринбурга до 2025 года
Наибольший прирост теплопотребления ожидается в районах Орджоникидзевский, ВИЗ-Правобережный и Юг центра, в том числе в микрорайон "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 ФЗ-190 "О теплоснабжении", Администрация 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.
ГАРАНТ:
По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Номер названного Федерального закона следует читать как "190-ФЗ"
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 городского округа - 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.
Существующие потребители неизбежно будут и дальше снижать собственное теплопотребление. При прогнозе перспективной нагрузки необходимо учитывать следующие обстоятельства:
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; Руководство города и региона разработали и осуществляют программы энергосбережения;
Новые здания оборудуются индивидуальными источниками тепла, в основном газовыми котлами, соответственно, новые потребители в систему централизованного теплоснабжения не подключаются, что снижает энергоэффективность всей системы;
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 01.01.2011 г:
суммарная величина тепловой нагрузки подключенных потребителей СЦТ г. Екатеринбурга составляла ~3627,9 Гкал/ч.;
установленная мощность источников в СЦТ - 5244 Гкал/ч;
располагаемая мощность в СЦТ - 3810,7 Гкал/ч.
Анализ резерва (дефицита) тепловой мощности на теплоисточниках СЦТ приведены в следующей таблице.
Резерв (дефицит) тепловой мощности СЦТ г. Екатеринбурга приведены в таблице (см. выше)
В целом система СЦТ г. 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 выявленного дефицита тепловой мощности может быть обеспечено за счет:
Среднеуральская ГРЭС - дальнейшего расширения станции и развития систем выдачи и транспортировки тепловой энергии ОАО "ТГК-9" в зоне источника;
Гурзуфской котельной - только за счет подачи тепла в зону действия котельной от других источников СЦТ и развития систем выдачи и транспортировки тепловой энергии ОАО "ТГК-9" в зоне источника;
ТЭЦ УМП - разработки и реализации дополнительных технических решений для увеличения отпуска тепла от ТЭЦ;
котельной Академэнерго - 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".
ТЭЦ Академической - строительство современной парогазовой ТЭЦ в г. Екатеринбурге позволит повысить эффективность производства, надежность энергоснабжения потребителей, покрыть тепловые нагрузки существующих и строящихся районов г. Екатеринбурга. Вводимая мощность: электрическая - 230 МВт. Тепловая - 352 Гкал/ч. Срок ввода объекта: 31.12.2015 г. (По ДПМ 2017 г.) В состав основного оборудования входит 1 моноблок ПТУ 230 МВт. (Газовая турбина 180 МВт + Котел-утилизатор + Паровая турбина Т-50 /63);
Пиково-резервные паровые котлы и водогрейные котлы.
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 29. 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 8310 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 2014 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 2017 году установленная электрическая мощность электростанций Свердловской области может составить 12617,5 МВт, а к 2022 году - 15501,5 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 42.
Изменение
установленной мощности основных электростанций Свердловской области
Таблица 42
|
N строки |
Установленная мощность, МВт |
к 2012 |
к 2017 |
к 2022 |
|
1. |
Верхне-Тагильская ГРЭС |
1497 |
1201 |
1700* |
|
2. |
Серовская ГРЭС |
538 |
840 |
840 |
|
3. |
Среднеуральская ГРЭС |
1600,5 |
1962,5 |
1962,5 |
|
4. |
Нижнетуринская ГРЭС |
279 |
460 |
460 |
|
5. |
Ново-Богословская ТЭЦ |
|
230 |
230 |
|
6. |
Первоуральская ТЭЦ |
36 |
36 |
36 |
|
7. |
ТЭЦ "Академическая" |
|
230 |
230 |
|
8. |
Демидовская ТЭС |
|
660* |
1320* |
|
9. |
Белоярская АЭС |
600 |
1480 |
2680* |
|
10. |
Рефтинская ГРЭС |
3800 |
3865 |
3940 |
|
11. |
Ново-Свердловская ТЭЦ |
557 |
557 |
557 |
|
12. |
Свердловская ТЭЦ |
36 |
36 |
36 |
|
13. |
Красногорская ТЭЦ |
121 |
0 |
0 |
|
14. |
Богословская ТЭЦ |
135,5 |
0/90 |
0/90 |
|
15. |
Верхотурская ГЭС |
7 |
7 |
7 |
|
16. |
Блок-станции |
463 |
463 |
463 |
|
17. |
Итого: |
9670 |
12027,5/12117,5 |
14461,5/14551,5 |
|
18. |
Электростанции независимых производителей электроэнергии |
200 |
500 |
1000 |
|
19. |
Всего: |
9870 |
12527,5/12617,5 |
15461,5/15501,5 |
*вводы мощностей учтены в перспективных планах субъектов, но не учтены в ДПМ и ген. схеме.
Рис. 22. График прогноза электрической нагрузки и прирост установленной мощности на период 2011-2022 гг.
Изменение
установленной мощности основных электростанций Свердловской области, в соответствии с ДПМ
Таблица 43
|
N строки |
Установленная мощность, МВт |
к 2012 |
к 2017 |
к 2022 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1. |
Верхне-Тагильская ГРЭС |
1497 |
791 |
791 |
|
2. |
Серовская ГРЭС |
538 |
840* |
840* |
|
3. |
Среднеуральская ГРЭС |
1600,5 |
1522,5 |
1522,5 |
|
4. |
Нижнетуринская ГРЭС |
279 |
460 |
460 |
|
5. |
Ново-Богословская ТЭЦ |
|
230 |
230 |
|
6. |
Первоуральская ТЭЦ |
36 |
36 |
36 |
|
7. |
ТЭЦ "Академическая" |
|
|
230 |
|
8. |
Белоярская АЭС |
600 |
1480 |
1480 |
|
9. |
Рефтинская ГРЭС |
3800 |
3800 |
3800 |
|
10. |
Ново-Свердловская ТЭЦ |
557 |
557 |
557 |
|
11. |
Свердловская ТЭЦ |
36 |
36 |
36 |
|
12. |
Красногорская ТЭЦ |
121 |
0 |
0 |
|
13. |
Богословская ТЭЦ |
135,5 |
90 |
90 |
|
14. |
Верхотурская ГЭС |
7 |
7 |
7 |
|
15. |
Блок-станции |
463 |
463 |
463 |
|
16. |
Итого: |
9670 |
10312,5 |
10542,5 |
*учтено в генсхеме, но не учтено в ДПМ
Показатели изменения установленной мощности в период 2017-2022 годов носят прогнозный характер и подкреплены обязательствами генерирующих компаний. Указанные значения позволяют оценить масштабы и ожидаемые результаты прорабатываемых в настоящее время проектов.
Прогнозный баланс мощности электроэнергетического комплекса Свердловской области представлен в таблице 44.
Прогнозный баланс
мощности электроэнергетического комплекса Свердловской области
Таблица 44
|
|
к 2012 году |
к 2017 году |
к 2022 году |
|
Установленная мощность, МВт |
9670 |
12117,5* |
14551,5* |
|
Располагаемая мощность, МВт |
9099,5 |
11506,9 |
13984,0 |
|
Рабочая мощность, МВт |
7543,5 |
9665,8 |
11872,4 |
|
Потребление (с учетом резерва 6 процентов) |
6990,0 |
7980,0 |
8510,0 |
|
Сальдо-переток ((+) - выдача, (-) - прием) |
553,5 |
1685,8 |
3362,4 |
*рассчитана по максимальному варианту
Ограничения мощности снижают установленную мощность на 5,9 процента в 2012 году, на 5,0 процента к 2017 году и на 3,9 процента в период к 2022 году.
Ремонты дополнительно снижают располагаемую мощность на 17,1 процента к 2012 году, на 16,0 процента к 2017 году и на 15,1 процента к 2022 году.
Итого суммарно из-за ограничений и ремонтной мощности рабочая мощность ниже установленной мощности энергообъектов в Свердловской области на 23,0 процента к 2012 году, на 21,0 процент к 2017 году и на 19,0 процентов к 2022 году.
Глава 30. 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. В складывающейся ситуации значительно возрастают сальдо-перетоки в соседние энергосистемы, которые оцениваются как невостребованные. Они могут быть снижены дополнительным выводом оборудования либо смещением сроков ввода нового.
Глава 31. Развитие электрических сетей на территории Свердловской области
Полный перечень объектов реконструкции и нового строительства, необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области, приведен в разделе 7.
Выделяются следующие семь основных направлений развития электрических сетей 110 кВ и выше Свердловской энергосистемы.
1) объекты электрических сетей, необходимые для выдачи мощности вновь строящихся и расширяемых электростанций
В настоящее время отсутствуют проектные разработки схем выдачи мощности для ряда 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 схема выдачи мощности блока БН-800 БАЭС-2, заходы ВЛ 220 кВ БАЭС - Окунево (2x4 км) на Белоярскую АЭС-2, заходы одной цепи ВЛ 220 кВ БАЭС - Каменская на Белоярскую АЭС-2 (2x3 км). Объекты, в том числе ОРУ 220, вводятся в 2013 г.
Заходы ВЛ 500 кВ Южная - Шагол на Белоярскую АЭС-2 (2x1x75 км), ВЛ 500 кВ Белоярская АЭС-2 - Исеть (95 км) с ПП 500 кВ Исеть и ОРУ 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 планируется сооружение ВЛ 500 кВ БАЭС-2 - Шиловская с ПС 500 кВ Шиловская.
Демидовская ТЭС в поселке Староуткинск (2 блока по 660 МВт). Необходимо разработать схему выдачи мощности.
Ново-Богословская ТЭЦ (блок ПГУ - 230 МВт), строительство заходов ВЛ 110 кВ Краснотурьинск- КПП-3, Краснотуьинск-Богословская ТЭЦ
Нижнетуринская ГРЭС (2 блока ПГУ - 230 МВт) без электросетевого строительства
Среднеуральская ГРЭС (рассматривается возможность строительства блока ПГУ-440 МВт как одного из вариантов развития, окончательное решение о строительстве не принято),
Схема выдачи мощности разрабатывается
Серовская ГРЭС (2 блока ПГУ - 420 МВт), заход ВЛ 220 кВ Краснотурьинск - Сосьва на Серовскую ГРЭС (2x18 км).
ВТГРЭС (блок ПГУ - 410 МВт, 3 блока по 225 МВт) Схема выдачи мощности разрабатывается
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 500 кВ Исеть с ВЛ 500 кВ БАЭС - Исеть (90 км) и заходами ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС-Козырево;
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;
ПС 220 кВ Магний с развитием сети 220 кВ;
ПС 220 кВ Караваевская с ВЛ 220 кВ Анна - Караваевская;
отсутствует в Схеме и программе развития ЕЭС России на 2012-2017 годы. Их сооружение ожидается в период 2017-2022 гг., в связи с этим их перечисление носит предварительный характер и в дальнейшем будет уточняться;
3) повышение надежности и пропускной способности сети с учетом присоединения новых потребителей:
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 (в период 2017-2022 гг.); создание кольца 220 кВ вокруг города Екатеринбурга (в период 2017-2022 гг.)
4) реконструкция и строительство объектов 110 кВ:
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 2012-2015 годах;
электроснабжение строящегося района "Академический" в городе Екатеринбург в соответствии с проектными решениями - 2012 года.
5) источники реактивной мощности (ИРМ): Информация приведена в разделе 7.
6) объемы реконструкции ("МЭС Урала") 1 подстанция 500 кВ (Тагил),
5 подстанций 220 кВ;
Схемные решения
по развитию энергосистемы Свердловской области
Для разработки вариантов схем выдачи мощности новых станций, схем внешнего электроснабжения крупных потребителей, проверки работоспособности предложенных схем выполнения специальных электрических и технико-экономических расчетов выполняется разработка Схемы развития электроэнергетического комплекса Свердловской области до 2015 года с перспективой до 2020 года. В настоящее время выполнена разработка Екатеринбургского и Нижнетагильского узлов, в которых предполагается наиболее динамичный прирост потребления, в частности, в районе Нижнего Тагила ведутся работы по созданию Особой экономической зоны "Титановая долина".
Электроснабжение
особой экономической зоны "Титановая долина"
Разработанная схема электроснабжения Особой экономической зоны по сети 220-500 кВ предусматривает:
сооружение новой ПС 500/220 кВ Катаба с одной АТГ 500/220 кВ мощностью 501 МВА и с одноцепными заходами на подстанцию ВЛ 500 кВ РефтГРЭС-Тагил протяженностью порядка 2x30 км, а также заходами обеих ВЛ 220 кВ Первомайская-Салда 2x5 км;
сооружение новой опорной ПС 220/110 кВ Титановая Долина с установкой 2-х AT 220/110 кВ мощностью по 250 МВА, заходами на подстанцию обеих ВЛ 220 кВ Катаба-Салда 2x2 км и обеих ВЛ (обеих цепей ВЛ) 110 кВ Пятилетка-Салка;
сооружение 4-х ПС 110 кВ, присоединяющихся ответвлениями к вновь образованным ВЛ 110 кВ Титановая долина - Пятилетка и Титановая долина-Салка.
Стоимость строительства составит более 6 млрд. руб.
Рис. 23. Электроснабжение ОЭЗ "Титановая долина" от ПС 500 кВ "Катаба"
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. 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. Учитывая, кроме того, что потребляемый энергетикой уголь является дальнепривозным, представляется нецелесообразным какое-либо наращивание доли и объема угля в топливном балансе электроэнергетики Свердловской области.
Наиболее крупные риски по обеспечению топливом электростанций Свердловской области связаны в отношении угля с экспортным происхождением Экибастузского угля и дальностью его перевозок, а в отношении газа - с нарастанием напряженности баланса газа, который будет формироваться с участием импортного газа.
Смягчение рисков можно обеспечить приоритетным вовлечением в топливный баланс энергетики области внутренних топливных ресурсов 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 последующемС 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 минимальному варианту прогноза выработки электроэнергии. При оценке долей видов топлива в потреблении учтен топливный эквивалент атомной энергии Белоярской АЭС при работе к 2017 г. двух энергоблоков - БН-600 и БН-800, а после 2020 г. дополнительно блока БН-1200.
Потребности
в органическом топливе в энергетике Свердловской области
Таблица 44
|
Наименование показателя |
2011 год (оценка) |
2017 год |
2020 год |
2022 год |
|
Производство электроэнергии, млрд. кВт*ч |
52,1 |
53,3 |
55,3 |
57,5 |
|
Производство тепловой энергии, млн. Гкал |
70,2 |
73,1 |
74,9 |
79,2 |
|
Потребление топлива на производство электрической энергии, млн. т.у.т, в т.ч. |
18,7 |
19,1 |
19,9 |
20,6 |
|
потребление органического топлива на производство электрической энергии, млн. т.у.т. |
17,3 |
15,6 |
16,4 |
14.3 |
|
потребление ядерного топлива на производство электроэнергии, млн. т.у.т |
1,4 |
3,5 |
3,5 |
6,3 |
|
Потребление органического топлива на производство тепла электростанциями и котельными, млн. т.у.т., в т.ч. |
11,6 |
12,1 |
12,4 |
13,1 |
|
Потребление топлива на производство тепла и электроэнергии электростанциями и котельными, млн. т.у.т., в т.ч. |
31,0 |
31,2 |
32,3 |
33,7 |
|
- газа, млн. т.у.т. |
14,1 |
12,6 |
13,0 |
11,9 |
|
- угля, млн. т.у.т. |
14,8 |
14,4 |
14,8 |
14,0 |
|
- торфа и др. ВИЭ, млн. т.у.т. |
0,7 |
0,5 |
1,0 |
1,5 |
|
- ядерного топлива, в пересчете на млн. т.у.т |
1,4 |
3,5 |
3,5 |
6,3 |
Динамика потребляемых топливных ресурсов
Таблица 45
|
Наименование показателя |
2011 год |
2017 год |
2020 год |
2022 год |
||||
|
Объем, млн. т у.т. |
Доля, % |
Объем, млн. т у.т |
Доля, % |
Объем, млн. т у.т |
Доля, % |
Объем, млн. т у.т |
Доля, % |
|
|
Уголь в электроэнергетике |
14,8 |
47,7 |
12,6 |
40,4 |
13,0 |
40,2 |
11,9 |
35,3 |
|
Газ в электроэнергетике |
14,1 |
45,5 |
14,4 |
46,1 |
14,8 |
45,8 |
14,0 |
41,5 |
|
Ядерное топливо |
1,4 |
4,5 |
3,5 |
11,2 |
3,5 |
10,8 |
6,3 |
18,7 |
|
Торф, другие ВИЭ и нефтепепродукты |
0,7 |
2 |
0,7 |
2,3 |
1,0 |
3,4 |
1,5 |
4,5 |
|
Суммарное потребление топлива на производство электрической и тепловой энергии, млн. т.у.т. |
31,0 |
100 |
31,2 |
100 |
32,3 |
100 |
33,7 |
100 |
Рис. 23. Потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2011 г.
Рис. 24. Потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2017 г.
Рис. 25. Потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2022 г.
Глава 33. Предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований 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.
Закон "О водоснабжении" 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 т.д.);
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 Екатеринбурге: г. 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 Екатеринбургскому Водоканалу потребуется дополнительно в водный баланс г. 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 указанной программе оценивается в 11,5 млрд. руб., что соответствует перекладке 14,5 км в год, стоимостью 1,1 млрд. руб. в год.
С учетом проведения в г. 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.
Энергообеспечение
удаленных территорий, населенных пунктов и моногородов с помощью альтернативной и атомной энергетики
На территории Свердловской области существуют объективные предпосылки к развитию распределенной (несетевой) электроэнергетики, базирующейся на технологиях, альтернативных применяемым в Свердловской области в настоящее время:
1. Наличие ряда населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения с малой численностью населения. В таблице 46 представлен перечень населенных пунктов на территории Свердловской области, не охваченных на 01.01.2012 централизованным электроснабжением, по данным муниципальных администраций. Подключение их к централизованной электросети нецелесообразно в силу дороговизны, переселение 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 01.01.2012 централизованным электроснабжением
Таблица 46
|
N строки |
Территория |
Населенный пункт |
|
1 |
Горноуральский городской округ |
д. Нижняя Ослянка |
|
2 |
Ивдельский городской округ |
пос. Понил, пос. Митяево, пос. Нагорный, пос. Суеват Пауль, пос. Хандыбина Юрта, пос. Юрта Курикова, пос. Юрта Анямова, пос. Бахтиярова Юрта, пос. Ушма, пос. Тахта, пос. Массава, пос. Улымсос, пос. Пакино, пос. Пристань, пос. Юркино, пос. Гаревка |
|
3 |
Город Каменск-Уральский |
н.п. Монастырка |
|
4 |
Махневское муниципальное образование |
п. Калач |
|
5 |
Городской округ Ревда |
пос. Гусевка, пос. зеленый Бор, с. Мариинск, пос. Емелино, пос. Краснояр, пос. Крылатовский, пос. Ледянка |
|
6 |
Туринский городской округ |
с. Кумаринское |
2. Наличие собственного топливного потенциала, пригодного для замещения импортируемого топлива. Замещение привозных топлив является одним из механизмов достижения стратегических задач настоящей Программы в части повышения энергетической безопасности.
В области имеются запасы торфа (более 3 млрд. тонн) и биомассы (до 0,5 млн. тонн/год). Вблизи г. Красноуфимск обнаружены запасы природного газа с потенциальным ежегодным дебетом 1,5-2 млрд. куб.м. Кроме того, доступен для производства тепловой и электрической энергии в установках малой мощности природный потенциал:
солнечный - для нагрева воды, электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в период с апреля по сентябрь;
ветровой - для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в течение всего года с коэффициентом использования установленной мощности 0,15-0,2;
гидрологический - для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в течение безледного периода с коэффициентом использования установленной мощности 0,3-0,4, суммарно оцениваемый в 300 МВт для наиболее крупных рек области (по экспертным данным);
тепловой потенциал 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. Цикл работы одного топливного "заряда" станции в 20-30 лет позволяет отнести ресурс атомной энергетики к собственному, поскольку не нагружает транспортную систему области подобно Экибастузскому углю и не требует создания или расширения газовых магистралей.
Для вовлечения перечисленного потенциала энергоресурсов в топливно-энергетический баланс Свердловской области необходимо разработать:
Концепцию и Программу развития торфяного и биоэнергетического кластера со схемой-картой распределения запасов и потребностей в местных энергоресурсах с их логистической увязкой.
Технико-экономическое обоснование развития атомной энергетики Свердловской области на базе подземных атомных станций в районе г. Лесной, г. Новоуральск, г. Североуральск и других, имеющих энергоемкие производства.
Программу использования собственных ресурсов природного газа.
Программу 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%, а к 2030 году - не менее 25%. В указанные программы необходимо заложить использование следующих перспективных технологий:
парогазовая установка на природном газе;
завод по ожижению природного газа для транспортировки в газовозах и последующей его регазификации для использования в котельных и на ТЭС области;
газогенераторная парогазовая теплоэлектростанция на торфе;
подземная атомная станция с использованием судового реакторного оборудования;
завод по производству метанола или синтетического жидкого топлива из торфа.
Для решения тактических задач по повышению уровня энерговооруженности и комфортного проживания населения в населенных пунктах по таблице 3.9 и в иных населенных пунктах, не вошедших на период разработки настоящей программы в этот перечень, с использованием объектов малой энергетики Министерству энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Свердловской области необходимо:
ГАРАНТ:
По-видимому, в тексте предыдущего абзаца и далее по тексту допущена опечатка. Имеется в виду "таблице 39"
1. Утвердить перечень населенных пунктов, где в ближайшей перспективе (2014-2016 годы) возможно создание опережающими темпами современных систем автономного электроснабжения.
2. К моменту очередной актуализации данной Программы (второй квартал 2013 года):
2.1. Выбрать не менее трех населенных пунктов для подготовки технико-экономических обоснований по внедрению устройств локального энергообеспечения на базе альтернативных источников энергии.
2.2. Определить и согласовать перечень наилучших доступных технологий с указанием конкретных производителей и степени готовности к практической реализации в 2014-2016 годах.
3. Организовать подготовку технико-экономических обоснований для выбранных населенных пунктов по внедрению устройств локального энергообеспечения на базе перечня наилучших доступных технологий.
4. Разработать областную программу создания систем автономного энергообеспечения согласно разработанным технико-экономическим обоснованиям.
Для развития автономного электроснабжения целесообразно формирование перечня наилучших доступных технологий, включающего следующие:
малая гидроэлектростанция и ветроэнергетическая установка с резервным дизель-генератором (при наличии гидрологического потенциала вблизи населенного пункта);
ветроэнергетическая установка с резервным дизель-генератором (при отсутствии гидрологического потенциала вблизи населенного пункта);
газогенераторная станция на брикетированном (пеллетированном) торфе/биомассе с газодизельным двигателем;
газогенераторная станция на брикетированном (пеллетированном) торфе/биомассе с газопоршневым двигателем и резервным дизель-генератором;
фотоэлектрическая установка в любых комбинациях с малыми гидроэлектростанциями и ветроэнергетическими установками с резервным дизель-генератором;
топливные элементы.
Технологии автономного теплоснабжения малой мощности для формирования перечня наилучших доступных технологий целесообразно выбирать из следующего списка:
солнечный коллектор (для населенных пунктов из таблицы 3.9 и иных без централизованного электроснабжения);
электрический теплоаккумулятор (при наличии присоединения потребителя к электрической сети и переходе на двухтарифный учет электроэнергии);
тепловой насос (при наличии присоединения потребителя к электрической сети и переходе на двухтарифный учет электроэнергии).
Раздел 5. Основные показатели программы развития электроэнергетического комплекса Свердловской области
В соответствии с планом мероприятий в период с 2012 по 2017 годы программа развития электроэнергетического комплекса Свердловской области предусматривает:
Ввод 4220,5 МВт генерирующих мощностей
Вывод 1773 МВт генерирующего оборудования
Строительство ВЛ и КЛ 110-500 кВ, общей протяженностью более 350 км.
Строительство 9 ПС 110-500 кВ.
Объем капитальных вложений по программе развития электроэнергетического комплекса в период с 2012 по 2017 годы составит около 300 млрд. руб.
На период с 2017 до 2022 года предполагается дальнейшее развитие электроэнергетического комплекса Свердловской области, в том числе по существу предложений энергокомпаний предполагается ввод 2735 МВт генерирующих мощностей и вывод из эксплуатации 176 МВт генерирующего оборудования. Эти показатели требуют дополнительных обоснований и подлежат уточнению на следующем этапе корректировки программы
Раздел 6. Перечень предлагаемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Свердловской области
|
N |
Наименование станции |
Вид топлива |
к 2012 году |
к 2017 году |
к 2022 году |
||||||
|
|
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 |
2 |
Т-88-90 |
176 |
|
|
|
|
|
|
газ, уголь |
2 |
К-100-90 |
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газ, уголь |
2 |
К-165-130 |
330 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газ |
3 |
К-205-130 |
615 |
3 |
К-205-130 |
615 |
3 |
К-205-130 |
615 |
|
|
|
газ |
- |
- |
- |
1 |
ПГУ-410 |
410 |
1 |
ПГУ-410 |
410 |
|
|
|
газ |
|
|
|
|
|
|
3 |
Блок 225 |
675 |
|
|
Итого по станции |
|
|
|
1497 |
|
|
1201 |
|
|
1700 |
|
2. |
Красногорская ТЭЦ Свердловская область, город Каменск-Уральский |
газ, уголь |
3 |
Р-14-30 |
42 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газ, уголь |
2 |
Р-17-30 |
34 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газ, уголь |
1 |
Т-25-30 |
25 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газ, уголь |
1 |
Р-20-30 |
20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого по станции |
|
|
|
121 |
|
|
0 |
|
|
0 |
|
3. |
Богословская ТЭЦ Свердловская область, город Краснотурьинск |
газ, уголь |
2 |
Р-20-30 |
40 |
2 |
Р-20-30 |
40 |
2 |
Р-20-30 |
40 |
|
|
|
газ, уголь |
1 |
Р-10-30 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газ, уголь |
1 |
Р-41-30 |
41 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газ, уголь |
2 |
Р-6-30 |
6 |
2 |
Р-6-30 |
6 |
2 |
Р-6-30 |
6 |
|
|
|
газ, уголь |
1 |
Р-5,5-30 |
5,5 |
1 |
Р-5,5-30 |
5,5 |
1 |
Р-5,5-30 |
5,5 |
|
|
|
газ, уголь |
1 |
Т-33-30 |
5,5 |
1 |
Р-5,5-30 |
5,5 |
1 |
Р-5,5-30 |
5,5 |
|
|
|
|
|
|
|
1 |
Р-5,5-30 |
5,5 |
1 |
Р-5,5-30 |
5,5 |
|
|
Итого по станции |
|
|
|
135,5 |
|
|
90 |
|
|
90 |
|
4. |
Серовская ГРЭС Свердловская область, город Серов |
газ, уголь |
3 |
К-50-90 |
150 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газ, уголь |
1 |
Т-88-90 |
88 |
|
|
|
- |
- |
- |
|
|
|
газ, уголь |
3 |
К-100-90 |
300 |
|
|
|
- |
- |
- |
|
|
|
газ |
- |
- |
- |
2 |
ПГУ-420 |
840 |
2 |
ПГУ-420 |
420 |
|
|
Итого по станции |
|
|
|
538 |
|
|
840 |
|
|
840 |
|
5. |
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-410 |
420 |
1 |
ПГУ-410 |
420 |
1 |
ПГУ-410 |
420 |
|
|
|
|
|
|
|
1 |
ПГУ-440* |
440 |
1 |
ПГУ-440* |
440 |
|
|
Итого по станции |
|
|
|
1600,5 |
|
|
19625 |
|
|
1962,5 |
|
6. |
Нижнетуринская ГРЭС Свердловская область, город Нижняя Тура |
уголь, газ |
1 |
Р-10-100 |
15 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
уголь, газ |
3 |
Т-88-90 |
264 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газ |
- |
- |
- |
2 |
ПГУ-230 |
460 |
2 |
ПГУ-230 |
460 |
|
|
Итого по станции |
|
|
|
279 |
|
|
460 |
|
|
460 |
|
5 |
Ново-Богословская ТЭЦ Свердловская область, город Краснотуринск |
газ |
|
|
|
1 |
ПГУ-230 |
230 |
1 |
ПГУ-230 |
230 |
|
|
Итого по станции |
|
|
|
- |
|
|
230 |
|
|
230 |
|
6 |
Академическая ТЭЦ, Свердловская область, город Екатеринбург |
газ |
|
|
|
1 |
ПГУ-230 |
230 |
1 |
ПГУ-230 |
230 |
|
|
Итого по станции |
|
|
|
|
|
|
230 |
|
|
230 |
|
7 |
Демидовская ТЭС, город Староуткинск |
уголь |
|
|
|
1 |
ПСУ-660 |
660 |
2 |
ПСУ-660 |
1320 |
|
|
Итого по станции |
|
|
|
|
|
|
660 |
|
|
1320 |
|
8 |
Белоярская АЭС Свердловская область, город Заречный |
ядерное |
1 |
БН 600 |
600 |
1 |
БН-600 |
600 |
1 |
БН-600 |
600 |
|
|
|
|
- |
- |
- |
1 |
БН-800 |
880 |
1 |
БН-800 |
880 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
БН-1200** |
1200 |
|
|
Итого по станции |
|
|
|
600 |
|
|
1480 |
|
|
2680 |
|
|
Итого по станциям |
|
|
|
4650 |
|
|
7063,5 |
|
|
9422,5 |
|
|
Итого по всем станциям Свердловской области |
|
|
|
9669,9 |
|
|
12067,5 |
|
|
14626,5 |
* - рассматривается возможность строительства блока ПГУ-440 МВт как одного из вариантов развития, окончательное решение о строительстве не принято
** - установленная мощность блока не учитывается в прогнозном балансе мощности электроэнергетического комплекса Свердловской области
Ввод и вывод генерирующих мощностей (2012-2017 гг.)
Таблица 47
|
Наименование |
Годы |
Итого за 2012-2017 годы |
|||||
|
|
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
|
|
Вводы мощности, всего |
25 |
420 |
1320 |
940,5 |
1490 |
25 |
4220,5 |
|
в том числе: |
|
||||||
|
Верхне-Тагильская ГРЭС |
|
|
|
|
410 |
|
410 |
|
Серовская ГРЭС |
|
420 |
|
|
420 |
|
840 |
|
Среднеуральская ГРЭС |
|
|
440 |
|
|
|
440 |
|
Нижнетуринская ГРЭС |
|
|
|
460 |
|
|
460 |
|
Ново-Богословская ТЭЦ |
|
|
|
230 |
|
|
230 |
|
ТЭЦ "Академическая" |
|
|
|
230 |
|
|
230 |
|
Богословская ТЭЦ |
|
|
|
5,5 |
|
|
5,5 |
|
Демидовская ТЭС |
|
|
|
|
660 |
|
660 |
|
Белоярская АЭС |
|
|
880 |
|
|
|
880 |
|
Рефтинская ГРЭС |
25 |
|
|
15 |
|
25 |
65 |
|
Вывод мощности из эксплуатации, всего |
34 |
88 |
560 |
373 |
388 |
330 |
1773 |
|
в том числе |
|
||||||
|
Верхне-Тагильская ГРЭС |
|
88 |
88 |
|
200 |
330 |
706 |
|
Серовская ГРЭС |
|
|
150 |
200 |
188 |
|
538 |
|
Среднеуральская ГРЭС |
|
|
78 |
|
|
|
78 |
|
Нижнетуринская ГРЭС |
|
|
191 |
88 |
|
|
279 |
|
Красногорская ТЭЦ |
34 |
|
53 |
34 |
|
|
121 |
|
Богословская ТЭЦ |
|
|
|
51 |
|
|
51 |
|
Итого |
9660,9 |
9992,9 |
10752,9 |
11320,4 |
12422,4 |
12117,4 |
|
Ввод и вывод генерирующих мощностей (2018-2022 гг.)
Таблица 48
|
Наименование |
Годы |
Итого за 2018-2022 годы |
||||
|
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
||
|
Вводы мощности, всего |
910 |
225 |
1450 |
25 |
0 |
2610 |
|
в том числе |
|
|
|
|
|
|
|
Верхне-Тагильская ГРЭС |
225 |
225 |
225 |
|
|
675 |
|
Демидовская ТЭС |
660 |
|
|
|
|
660 |
|
Белоярская АЭС |
|
|
1200 |
|
|
1200 |
|
Рефтинская ГРЭС |
25 |
|
25 |
25 |
|
75 |
|
Вывод мощности из эксплуатации, всего |
0 |
88 |
88 |
0 |
0 |
176 |
|
в том числе |
|
|
||||
|
Верхне-Тагильская ГРЭС |
|
88 |
88 |
|
|
176 |
|
Среднеуральская ГРЭС |
|
|
|
|
|
|
|
Итого |
13027,4 |
13164,4 |
14526,4 |
14551,4 |
14551,4 |
|
Рис. 23. Ввод и вывод генерирующих мощностей (2012-2017 гг.)
Рис. 24. Ввод и вывод генерирующих мощностей (2017-2022 гг.)
Раздел 7. Перечень объектов реконструкции и нового строительства, необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области
Объем капвложений (в текущих ценах без НДС) предусмотренный инвестиционными программами крупнейших электросетевых компаний на территории Свердловской области на период 2012-2017 гг.
ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Урала - 46272 млн. рублей филиал
ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" - 16839,7 млн. рублей
ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания" - 6203,5 млн. рублей
ГУП СО "Облкоммунэнерго" - 9502,8 млн. рублей
ОАО "РЖД" - нет данных.
В нижеприведенную таблицу включены наиболее важные объекты 110 кВ и выше, обеспечивающие надежную работу Свердловской энергосистемы.
Объекты
110 кВ и выше, обеспечивающие надежную работу Свердловской энергосистемы
Таблица 49
|
|
Наименование объекта |
Назначение объекта |
Технические характеристики |
Срок ввода |
Ориентир. сметная стоимость, млн. рублей, без НДС*** |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ВЛ 500 кВ БАЭС-2 - Исеть с ПС 500 кВ Исеть (Каменская) |
Обеспечение выдачи мощности БАЭС-2. |
90 км, 501+167 MB А, ШР 180+60 МВАр |
2014 |
14 958,0 |
|
2 |
Заходы ВЛ 500 кВ РефтГРЭС - Козырево на ПС 500 кВ Исеть (Каменская) |
Обеспечение выдачи мощности БАЭС-2. |
2х25 км |
2014 |
|
|
3 |
Заходы ВЛ 500 кВ Южная - Шагол на БАЭС-2 |
Обеспечение выдачи мощности БАЭС-2. |
2x75 км |
2014 |
|
|
4 |
ПС 220 кВ Титановая долина с заходами ВЛ 220 кВ Тагил-Салда, заход одной из цепей Салда-Первомайская |
Электроснабжение ОЗЭ ППТ "Титановая долина" |
2x250 MB А, 2x1 км, 2x1 км |
2017* |
1735 |
|
5 |
ПС 500 кВ Сосьва с заходами ВЛ 500 кВ Тагил-БАЗ(** Требует обоснований) |
Повышение надежности электроснабжения потребителей, обеспечение возможности реконструкции ПС 500 кВ Тагил. |
2x501 MB A 1x1 км |
2017** |
1941 |
|
6 |
Реконструкция ПС 500 кВ Тагил |
Повышение надежности электроснабжения потребителей |
6x167 МВА+Зх250 МВА |
2020 |
5 508,5 |
|
7 |
Реконструкция ПС 220 кВ Калининская |
Повышение надежности электроснабжения потребителей |
2x250 МВА |
2013 |
1 803,5 |
|
8 |
Реконструкция ПС 220 кВ Каменская |
Повышение надежности электроснабжения потребителей |
2x250 МВА |
2014 |
2 473,8 |
|
9 |
Реконструкция ПС 220 кВ Салда |
Повышение надежности электроснабжения потребителей |
2x250 МВА |
2017 |
2 760,4 |
|
10 |
Реконструкция ПС 220 кВ Краснотурьинск |
Повышение надежности электроснабжения потребителей |
2x250 МВА |
2018 |
3 086,8 |
|
11 |
ПС 220 кВ Надежда |
Повышение надежности электроснабжения потребителей МО "город Екатеринбург" |
2x250 МВА |
2014 |
3 242,8 |
|
12 |
Заходы ВЛ 220 кВ НСТЭЦ - Южная на ПС 220 кВ Надежда |
2x6 км |
2014 |
256 |
|
|
13 |
Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ БАЭС -Каменская на БАЭС-2 |
Обеспечение выдачи мощности БАЭС-2. |
2x5 км |
2013 |
367 |
|
14 |
Заходы ВЛ 220 кВ Краснотурьинск -Сосьва на Серовскую ГРЭС |
Обеспечение выдачи мощности Серовской ГРЭС. |
2x18 км |
2013 |
536 |
|
15 |
З ПС 110 кВ |
Электроснабжение ОЗЭ ППТ "Титановая долина" |
4x2x40 МВА, 4км |
2017- 2022* |
1270,5 |
|
16 |
ПС 110 кВ Титан |
Электроснабжение ОЗЭ ППТ "Титановая долина" |
2x10 МВА, 2x0,1 км |
2012 |
92,4 |
|
17 |
Реконструкция ВЛ 110 кВ "Сибирская-Южная 1, 2, 3", "Сибирская-Чкаловская", "Сибирская-Авиатор" - заходы на ПС Надежда |
Повышение надежности электроснабжения потребителей МО "город Екатеринбург" |
2 км |
2013 |
150,5 |
|
18 |
ЛЭП 110 кВ Арена-Надежда |
Повышение надежности электроснабжения потребителей МО "город Екатеринбург" (проектирование) |
1,4 км |
2013 |
6 |
|
19 |
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 |
2012 |
170 |
|
20 |
Реконструкция ВЛ 110 кВ СУГРЭС-Хромпик 1 и 2 с заменой провода на провод большей пропускной способности |
Обеспечение выдачи мощности с шин 110 кВ СУГРЭС. |
6,2 км |
2015 |
60,3 |
|
21 |
Реконструкция ПС 110 кВ Свердловская |
Повышение надежности электроснабжения потребителей МО "город Екатеринбург" |
Замена выключателей В- 110 кВ |
2012-2014 |
316,1 |
|
22 |
Реконструкция ПС 110 кВ Сибирская |
Повышение надежности электроснабжения потребителей МО "город Екатеринбург" |
Замена силовых трансформаторов и выключателей В-110 кВ |
2012-2014 |
392,3 |
|
23 |
Реконструкция ПС 110 кВ ВИЗ |
Повышение надежности электроснабжения потребителей МО "город Екатеринбург" |
Замена выключателей В-110 кВ |
2012-2014 |
492,5 |
|
24 |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Гранит-Качканар |
Обеспечение надежности электроснабжения Качканарского энергоузла. |
|
2012-2017 |
52 |
|
25 |
Реконструкция ПС 110 кВ Ферросплав |
Обеспечение выдачи мощности нового блока Серовской ГРЭС, обеспечение надежности электроснабжения ОАО "СФЗ" |
Замена силового трансформатора на 80 МВА и выключателей В-110 кВ |
гонгов |
574,1 |
|
26 |
ВЛ 110 кВ Асбест-Знаменская-238 км-Сухой Лог 42 км. Реконструкция |
Повышение надежности электроснабжения потребителей, обеспечение транзита мощности в Восточном энергоузле |
49,3 км |
2017 |
345,8 |
|
27 |
Реконструкция ВЛ-110 к ВНСТЭЦ-Дачная |
Повышение надежности электроснабжения потребителей, обеспечение транзита мощности в Восточном энергоузле |
40,2 км |
2017 |
203,6 |
|
28 |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Сибирская-Южная, Чкаловская-Сибирская, Чкаловская-Южная (для присоединения ПС ОАО ЕЭСК-Островская, Керамик, Братская, Спортивная и др.) |
Обеспечение надежности электроснабжения и присоединения новых потребителей МО "город Екатеринбург" |
14,0 км |
2013 |
170 |
|
29 |
Реконструкция ПС 110/10 кВ Кадниковская |
Обеспечение надежности электроснабжения и присоединения новых потребителей в Западном энергоузле |
2x16 МВА |
2016 |
180,1 |
|
30 |
Реконструкция ПС Марковская (с заменой Тр на 2x25 МВА) |
Обеспечение надежности электроснабжения и присоединения новых потребителей города Березовский |
2x25 МВА |
2016 |
120 |
|
31 |
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Шпагатная (с заменой Тр на 2x40 МВА) |
Обеспечение надежности электроснабжения и присоединения новых потребителей города Арамиль |
2x40 МВА |
2016 |
270 |
|
32 |
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Камышлов |
Обеспечение надежности электроснабжения и присоединения новых потребителей города Камышлов |
|
2014 |
110 |
|
33 |
Строительство ПС 110 кВ Нива |
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей, в т.ч. объектов программы малоэтажного строительства МО "город Екатеринбург" |
2x40 МВА |
2016 |
796,7 |
|
34 |
Строительство ПС 110 кВ Солярис |
Электроснабжение объектов программы малоэтажного строительства МО "город Екатеринбург" |
2x40 МВА |
2014 |
338,5 |
|
35 |
Строительство ПС 110 кВ Медная |
Электроснабжение объектов программы малоэтажного строительства МО "город Екатеринбург" |
2x25 МВА, 6 км |
2015 |
701,9 |
|
36 |
Строительство ПС 110 кВ Спортивная |
Обеспечение надежности электроснабжения и присоединения новых потребителей МО "город Екатеринбург" |
2x40 МВА |
2016 |
248,8 |
|
37 |
Модернизация ПС 35 кВ Центральная с переводом на 110 кВ |
Обеспечение надежности электроснабжения и присоединения новых потребителей МО "город Екатеринбург" |
2x40 МВА |
2017 |
171,9 |
|
38 |
Модернизация ПС 110 кВ Дальняя |
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей МО "город Екатеринбург" |
Замена выключателей В-110 кВ |
2014 |
254,5 |
|
39 |
Реконструкция КЛ 110 кВ ВИЗ-Новая |
Обеспечение надежности электроснабжения потребителей МО "город Екатеринбург" |
Замена маслонаполненных КЛ на кабели из сшитого полиэтилена |
2017 |
369,2 |
|
40 |
Установка на СУГРЭС АОПО ВЛ 110 кВ Свердловская 1 и 2 |
Разгрузка сети 110 кВ. Обеспечение "живучести" энергосистемы. |
Автоматический перевод ТГ7 с шин 110 кВ на шины 220 кВ |
2014 |
|
|
41 |
Установка на СУГРЭС АОПО ВЛ 110 кВ Хромпик 1 и 2 |
Разгрузка сети 110 кВ. Обеспечение "живучести" энергосистемы. |
Автоматический перевод ТГ7 с шин 110 кВ на шины 220 кВ |
2014 |
|
|
42 |
Установка АОПО на АТ(Г)ПС 220 кВ Качканар |
Обеспечение живучести энергосистемы. Предотвращение перегруза оборудования |
Ограничение потребителей |
2012 |
|
|
43 |
Установка АОПО Т1, Т2, Т3, Т4 на Богословской ТЭЦ |
Обеспечение живучести энергосистемы. Предотвращение перегруза оборудования |
Ограничение потребителей |
2012 |
|
|
44 |
Установка АОПО АТГЗ, 4 на ПС 500 кВ БАЗ |
Обеспечение живучести энергосистемы. Предотвращение перегруза оборудования |
|
2012 |
|
|
45 |
Установка АОПО по ВЛ 220 кВ Краснотурьинск на ПС 500 кВ БАЗ |
Обеспечение живучести энергосистемы. Предотвращение перегруза оборудования |
|
2012 |
|
|
46 |
Установка АОПО по ВЛ 220 кВ Цемент на ПС 220 кВ Качканар |
Обеспечение живучести энергосистемы. Предотвращение перегруза оборудования |
|
2012 |
|
|
47 |
Установка АОПО по ВЛ 110 кВ БАЗ 1,2,3 на ПС 220 кВ Краснотурьинск |
Обеспечение живучести энергосистемы. Предотвращение перегруза оборудования |
|
2012 |
|
|
48 |
Реконструкция сети 110 кВ в связи с вводом энергоблока 400 МВт на Серовской ГРЭС |
Обеспечение выдачи мощности нового блока Серовской ГРЭС. |
|
2014 |
|
|
49 |
Сооружение шлейфовых заходов на РУ 110 кВ НБТЭЦ двух цепей ВЛ 110 кВ Богословская ТЭЦ-Краснотурьинск |
Обеспечение выдачи мощности НБТЭЦ. |
|
2014 |
|
|
50 |
Сооружение шлейфовых заходов на РУ 110 кВ НБТЭЦ одной цепи ВЛ 110 кВ Краснотурьинск - КПП-3 |
Обеспечение выдачи мощности НБТЭЦ. |
|
2014 |
|
|
51 |
Установка УКРМ номинальной мощностью 40 МВар в Восточном энергоузле в районе г. Талица |
Обеспечение качества напряжения в ремонтных режимах |
|
2014-2015 |
|
|
52 |
Замена на ПС 500 кВ Южная ошиновки на вводе ВЛ 110 кВ Полевская, выполненной проводом марки АС-95/27, на провод большей пропускной способности |
Обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Полевского энергоузла |
АС-150/19 |
2013 |
|
|
53 |
Замена на ПС 500 кВ Южная ВЧ заградителя ( |
Обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Полевского энергоузла |
|
2013 |
|
|
54 |
Замена на ПС 110 кВ Полевская ВЧ заградителей ( |
Обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Полевского энергоузла |
|
2013 |
|
|
55 |
Замена на ПС 110 кВ Н.Серги ошиновки по вводам 110 кВ Первоуральск, Михайловская, выполненной проводом марки АС-95/27, на провод большей пропускной способности |
Обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Юго-Западного энергорайона |
АС-120/19 |
2013 |
|
|
56 |
Установка на ПС 110 кВ Михайловская АОПО на вводах 110 кВ Дидино, Н. Серги с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Михайловская (до 20 МВт) |
Обеспечение "живучести" энергосистемы |
|
2013 |
|
|
57 |
Замена ВЧ-заградителей на ПС 110 кВ Петрищевская по вводам 110 кВ ВИЗ 1 и 2 |
Обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла |
|
2013 |
1,5 |
|
58 |
Строительство ВЛ 220 кВ Анна-Сирень |
Повышение надежности электроснабжения потребителей Восточного энергоузла. |
|
2013 |
|
|
59 |
Замена провода марки АС-300 ВЛ 220 кВ РефтГРЭС-Окунево 1, 2 на провод большей пропускной способности |
Обеспечение выдачи мощности с шин 220 кВ РефтГРЭС и транзита мощности из Тюменской энергосистемы. |
АС-500 |
2013 |
|
|
60 |
Замена провода марки М-70 ВЛ 110 кВ Глубокая-НСТЭЦ на провод большей пропускной способности |
Повышение надежности электроснабжения потребителей Восточного энергоузла. |
АС-150 |
2014-2015 |
|
|
61 |
Замена на ПС 110 кВ КАЗ трансформатора тока на вводе 110 кВ Глубокая на трансформатор тока с |
Повышение надежности электроснабжения потребителей Восточного энергоузла. |
|
2013 |
|
|
62 |
Замена на ПС 220 кВ Янтарь трансформаторов тока ( |
Повышение надежности электроснабжения потребителей Качканарского энергоузла. |
|
2013 |
|
|
63 |
Замена на ПС 220 кВ Острая трансформаторов тока ( |
Повышение надежности электроснабжения потребителей Качканарского энергоузла. |
|
2013 |
|
|
64 |
Замена на ПС 220 кВ Песчаная спусков ВЛ 220 кВ ВТГРЭС 3, 4, СУГРЭС и Калининская (АСУ-300) на провод большей пропускной способности |
Повышение пропускной способности транзита 220 кВ ВТГРЭС -СУГРЭС |
АС-400 |
2012 |
|
Программа развития электроэнергетического комплекса Свердловской области учитывает положения соглашения между Правительством Свердловской области и ОАО "ФСК ЕЭС" от 23 ноября 2010 года.
* Срок ввода уточняется
** Требует обоснований
*** Укрупненные показатели стоимости сооружения объектов.
Приложение
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 |
До выполнения мероприятий |
С учетом выполнения мероприятий |
|
|||||||||
|
МДП/АДМ в ИР, МВт |
Возмущение* |
МДП/АДМ в ИР, МВт |
Прогнозируемый переток в КС ИР/ПАР, МВт |
Объем ГАО в ПАР, МВт (или ограничение мощности станции в ПАР с выделением по станциям, МВТ)** |
Описание мероприятия |
МДП/АДМ в ИР, МВт |
Возмушение* |
МДП/АДМ в ИР, МВт |
Прогнозный переток в КС ИР/ПАР, МВт |
Объем ГАО в ПАР, МВт (или ограничение мощности станции в ПАР с выделением по станциям, МВт)** |
примечание |
||||||
|
1. Полевской энергоузел | |||||||||||||||||
|
2011 (факт) |
зима |
Нормальная схема |
- В 220 кВ Малахит на ПС |
210 |
нет |
450/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная |
320/- |
390/360 |
40 |
Запланированных мероприятий нет. Предложения по возможным |
500/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная |
380/- |
390/360 |
|
|
|
лето |
Нормальная схема |
- 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 ПЗУ: - В 220 кВ Малахит на ПС 500 кВ Южная; |
178 |
нет |
390/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная |
320/- |
350/330 |
10 |
1. на ПС 500 кВ Южная заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Полевская-Южная, выполненную проводом марки АС-95/27, на провод марки АС-150/24 или аналогичный по ДТН; 2. 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. 3. На ПС 110 кВ Полевская заменить ВЧ заградители ВЛ 110 кВ Полевская-Южная, Гвоздика-Полевская номинальным током 500 А на ВЧ заградители номинальным током 600 А. 4. Заменить провод ВЛ 110 кВ Дегтярка-Полевская марки АС-120/19 на провод марки не менее АС-150/24 или аналогичный по ДТН. |
450/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная |
380/- |
350/330 |
- |
|
|
|
лето |
Ремонтная схема |
|
178 |
нет |
320/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная при ремонте ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная (Гвоздика-Полевская) |
240/- |
330/320 |
80 |
380/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная при ремонте ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная (Гвоздика-Полевская) |
300/- |
330/320 |
20 |
|
||
|
2012 |
зима |
Нормальная схема |
500 кВ Южная; - В 110 кВ Полевская на ПС 500 кВ Южная; - В 110 кВ Дегтярка 1, 2 на ПС 220 кВ Первоуральская; |
216 |
нет |
450/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная |
320/- |
402/371 |
51 |
500/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная |
380/- |
402/371 |
|
|
|
|
|
лето |
Нормальная схема |
Белоярской АЭС. |
183 |
нет |
390/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная |
320/- |
361/340 |
20 |
400/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная |
380/- |
361/340 |
- |
|
|
|
|
лето |
Ремонтная схема |
|
183 |
нет |
320/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная при ремонте ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная (Гвоздика-Полевская) |
240/- |
340/330 |
90 |
320/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная при ремонте ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная (Гвоздика-Полевская) |
300/- |
340/330 |
30 |
|
|
|
2. Юго-Западный энергорайон (Сечение "Красноуфимская-Михайловская-Первоуральская") | |||||||||||||||||
|
2011 (факт) |
зима |
Нормальная схема |
|
169 |
нет |
270/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Ирень-Красноуфимская) |
193/- |
169/169 |
|
|
290/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Ирень-Красноуфимская) |
220/- |
169/169 |
|
|
|
лето |
Нормальная схема |
|
150 |
нет |
240/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Ирень-Красноуфимская) |
173/- |
150/150 |
- |
Запланированных мероприятий нет. Предложения по возможным мероприятиям: |
260/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Ирень-Красноуфимская) |
195/- |
150/150 |
- |
|
|
|
|
лето |
Ремонтная схема |
- В 110 кВ АТ-1,2 на ПС 220 кВ Красноуфнмская; - В 110 кВ Романовка 1, 2 на ПС 220 кВ Красноуфнмская; - В 110 кВ Дидино на ПС |
150 |
нет |
173/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Продольная-Красноуфимская) при ремонте ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская |
120/- |
150/150 |
30 |
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 110 кВ Михайловская АОПО на ВЛ 110 кВ Дидино-Михайловская, Михайловская-Н.Серги с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Михайловская (до 20 МВт) |
195/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Продольная-Красноуфимская) при ремонте ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская |
155/- |
150/150 |
- |
|
|
2012 |
зима |
Нормальная схема |
220 кВ Первоуральская; - В 110 кВ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская. |
174 |
нет |
270/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Ирень-Красноуфимская) |
193/- |
174/174 |
- |
290/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Ирень-Красноуфимская) |
220/- |
174/174 |
- |
|
|
|
|
лето |
Нормальная схема |
|
155 |
нет |
240/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Ирень-Красноуфимская) |
173/- |
155/155 |
- |
260/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Ирень-Красноуфимская) |
195/- |
155/155 |
- |
|
|
|
|
лето |
Ремонтная схема |
|
155 |
нет |
173/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Продольная-Красноуфимская) при ремонте ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская |
120/- |
155/155 |
35 |
195/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (Продольная-Красноуфимская) при ремонте ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская |
155/- |
155/155 |
|
|
|
|
3. Сечение "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская" | |||||||||||||||||
|
2011 (факт) |
зима |
Нормальная схема |
- В 220 кВ Искра 1,2 на СУГРЭС; - В 110 кВ Звезда на ПС 110 кВ Свердловская; - В 110 кВ Свердловская ТЭЦ на ПС 110 кВ Свердловская; - В 110 кВ ВИЗ 1, 2 на ПС 110 кВ Петрищевская; |
469 |
111 |
370/- |
Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2 |
308/- |
358/358 |
50 |
Запланированные мероприятия: 1. Реконструкция ПС 110 кВ ВИЗ (Повышение пропускной способности ВЛ 110 кВ ВИЗ - Снижение ГАО на 15 МВт) 2. Реконструкция ПС 110 кВ Свердловская (Повышение пропускной способности ВЛ 110 кВ Свердловская-СвТЭЦ, Свердловекая-Звезда. Снижение 3. Замена ВЧ заградителей на ПС 110 кВ Петрищевская Повышение пропускной способности ВЛ 110 кВВИЗ-Петрищевская 1, 2. Снижение ГАО на 20 МВт. |
420/- |
Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2 |
370/- |
358/358 |
- |
|
|
лето |
Нормальная схема |
395 |
61 |
350/- |
Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2 |
308/- |
334/334 |
26 |
400/- |
Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2 |
350/- |
334/334 |
|
|
|||
|
лето |
Ремонтная схема |
395 |
61 |
350/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1(2) при ремонте ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 2(1) |
308/- |
334/334 |
26 |
400/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1(2) при ремонте ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 2(1) |
350/- |
334/334 |
- |
|
|||
|
2012 |
зима |
Нормальная схема |
483 |
", |
370/- |
Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2 |
308/- |
369/369 |
61 |
420/- |
Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2 |
370/- |
369/369 |
- |
|
||
|
лето |
Нормальная схема |
407 |
61 |
350/- |
Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2 |
308/- |
344/344 |
36 |
400/- |
Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2 |
350/- |
344/344 |
- |
|
|||
|
лето |
Ремонтная схема |
407 |
61 |
350/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1(2) при ремонте ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 2(1) |
308/- |
344/344 |
36 |
400/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1(2) при ремонте ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 2(1) |
350/- |
344/344 |
|
|
|||
|
4. Сечение "Южная-Сибирская-НСТЭЦ" | |||||||||||||||||
|
2011 (факт) |
зима |
Нормальная схема |
- 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 |
Запланированные мероприятия; 1. Строительство ПС 220 кВ Надежда, с установкой двух автотрансформаторов номинальной мощностью 250 МВА каждый. Реконструкция ПС 110 кВ Сибирская |
750/- |
Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная |
750/- |
478/448 |
- |
|
|
лето |
Нормальная схема |
465 |
нет |
490/- |
Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная |
345/- |
465/435 |
90 |
710/- |
Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная |
710/- |
465/435 |
- |
|
|||
|
лето |
Ремонтная схема |
320* |
нет |
320/- |
Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная при ремонте 2(1) 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 при ремонте 2(1) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная |
600/- |
310/310 |
- |
|
|||
|
2012 |
зима |
Нормальная схема |
|
492 |
нет |
560/- |
Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная |
355/- |
492/460 |
105 |
|
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 |
320* |
нет |
320/- |
Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная при ремонте 2(1) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная |
270/- |
320/320 |
50 |
600/- |
Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная при ремонте 2(1) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная |
600/- |
320/320 |
- |
|
|||
|
5. Восточный энергоузел | |||||||||||||||||
|
2011 (факт) |
зима |
Нормальная схема |
- В 220 кВ Сирень на РефтГРЭС; - В 110 кВ Черново на ПС 220 кВ 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 кВ Красная Слобода; . СВ 110 кВ на ПС 110 кВ кВ Двинка; - СВ 110 кВ на ПС 110 кВ кВ Парус; - В 110 кВ Юшала на ПС 110 кВ кВ Кармак. |
221 |
нет |
230/240 |
Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС |
150/165 |
221/215 |
65 |
Запланированных мероприятий нет. Предложения по возможным мероприятиям: 1. Установка БСК номинальной мощностью 40 Мвар в районе г. Талина. 2. Строительство ВЛ 220 кВ Анна-Сирень. 3. Замена провода марки АС300 ВЛ 220 кВ Окунево-РефтГРЭС 1, 2 на провод марки АС500; Замена провода марки М70 ВЛ 110 кВ Глубокая-НСТЭЦ на провод марки АС 150; Замена на ПС 110 кВ КАЗ трансформаторов тока ВЛ 110 кВ Глубокая-КАЗ на трансформаторы тока номиналом не менее 600 А. |
230/240 |
Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС |
220/230 |
221/215 |
|
|
|
лето |
Нормальная схема |
210 |
нет |
215/225 |
Аварийное отключение 1 СЩ 220 кВ на РефтГРЭС |
150/165 |
210/206 |
56 |
215/225 |
Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС |
210/220 |
210/206 |
- |
|
|||
|
лето |
Ремонтная схема |
160* |
нет |
160/175 |
Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС при ремонте Блока N 3 БАЭС |
90/105 |
160/155 |
65 |
160/175 |
Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС при ремонте Блока N 3 БАЭС |
160/170 |
160/155 |
- |
|
|||
|
2012 |
зима |
Нормальная схема |
228 |
нет |
230/240 |
Аварийное отключение 1 СЩ 220 кВ на РефтГРЭС |
150/165 |
228/223 |
73 |
230/240 |
Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС |
220/230 |
228/220 |
|
|
||
|
лето |
Нормальная схема |
215 |
нет |
215/225 |
Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС |
150/165 |
215/209 |
59 |
215/225 |
Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС |
210/220 |
215/209 |
- |
|
|||
|
лето |
Ремонтная схема |
160* |
нет |
160/170 |
Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС при ремонте Блока N 3 БАЭС |
90/105 |
160/155 |
65 |
160/170 |
Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС при ремонте Блока N 3 БАЭС |
160/170 |
160/155 |
|
|
|||
|
6. Качканарский энергоузел | |||||||||||||||||
|
2011 (факт) |
зима |
Нормальная схема |
- В 220 кВ Цемент на ПС 220 кВ Качканар; - В 220 кВ Н ТГРЭС 1, 2 на ПС 500 кВ Тагил; - В 220 кВ Сосьва на НТГРЭС; - В 220 кВ Сопка на |
546 |
329 |
490/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Кач канар-Острая) |
295/- |
359/259 |
64 |
Запланированных мероприятий нет. Предложения по возможным мероприятиям: 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. |
490/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качканар-Острая) |
490/- |
359/359 |
- |
|
|
летоо |
Нормальная схема |
526 |
279 |
460/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качканар-Острая) |
295/- |
305/305 |
10 |
460/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качканар-Острая) |
460/- |
305/305 |
- |
|
|||
|
|
лето |
Ремонтная схема |
НТГРЭС; . В 110 кВ Выя на НТГРЭС; - В П0кВВ.Тура1,2на Тагил; - В 110 кВ Промысла на ПС 220 кВ Качканар; - В 110 кВ Европейская на ПС 110 кВ Чекмень. |
526 |
279 |
295/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качканар-Острая) при ремонте ВЛ 220 кВ Качканар-Острая (Качканар-Цемеит) |
275/- |
295/295 |
20 |
460/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качканар-Острая) при ремонте ВЛ 220 кВ Качканар-Острая (Качканар-Цемент) |
460/- |
305/305 |
- |
|
|
|
2012 |
зима |
Нормальная схема |
562 |
329 |
490/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качканар-Острая) |
295/- |
370/370 |
75 |
490/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качканар-Острая) |
490/- |
370/370 |
- |
|
||
|
лето |
Нормальная схема |
542 |
279 |
460/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качкакар-Острая) |
295/- |
314/314 |
19 |
460/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качканар-Острая) |
460/- |
314/314 |
- |
|
|||
|
лето |
Ремонтная схема |
542 |
279 |
295/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качканар-Острая) при ремонте ВЛ 220 кВ Качканар-Острая (Качканар-Цемент) |
275/- |
295/295 |
20 |
460/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент (Качканар-Острая) при ремонте ВЛ 220 кВ Качканар-Острая (Качканар-Цемент) |
460/- |
314/314 |
- |
|
|||
|
7. Сечение "БАЗ-Краснотурьинск" | |||||||||||||||||
|
1 (факт) |
зима |
Нормальна я схема |
- ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск; - ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотурьинск 1, 2, 3. |
|
623 |
395/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск |
150/- |
378/250 |
100 |
Запланированные мероприятия: 1. Установка АОПО на ПС 220 кВ Краснотурьинск по ВЛ 110 кВ БАЗ-Краснотуринск 1, 2, 3, с действием на отключение нагрузки КПП-3, КПП-4, БТЭЦ (ОН до 110 МВт) |
395/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск |
300/- |
378/250 |
|
|
|
лето |
Нормальна я схема |
- |
403 |
340/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск |
150/- |
324/214 |
64 |
340/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотуринск |
300/- |
324/214 |
- |
|
|||
|
2011(факт) |
лето |
Ремонтная схема |
- |
403 |
150/- |
Аварийное отключение 1 СШ 110 кВ ПС 500 кВ БАЗ при ремонте ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск |
110/- |
324/214 |
104 |
300/- |
Аварийное отключение 1 СШ 110 кВ ПС 500 кВ БАЗ при ремонте ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск |
110/- |
324/214 |
104 (ОН от действия АОПО) |
|
||
|
|
зима |
Нормальна я схема |
- |
623 |
300/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск |
150/- |
389/258 |
108 |
300/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВБАЗ-Краснотуринск |
150/- |
389/258 |
- |
|
||
|
лето |
Нормальна я схема |
|
403 |
240/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск |
150/- |
334/220 |
70 |
240/- |
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск |
150/- |
334/220 |
|
|
|||
|
лето |
Ремонтная схема |
|
403 |
150/- |
Аварийное отключение 1 СШ 110 кВ ПС 500 кВ БАЗ при ремонте ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск |
110/- |
334/220 |
ПО |
150/- |
Аварийное отключение 1 СШ 110 кВ ПС 500 кВ БАЗ при ремонте ВЛ 220 кВ БАЗ-Краснотурьинск |
110/- |
334/220 |
ПО (ОН от действия АОПО) |
|
|||
Перечень используемых сокращений
АВР - автоматическое включение резерва
АИИСКУЭ - автоматическая информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии
АОСН - автотрансформатор однофазный сухой
АРЛ - автоматическая разгрузка линии
АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления
AT - 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
ВИЗ - Верх-Исетский завод
ВЛ - воздушная линия
ВТГРЭС - Верхнетагильская ГРЭС
ВЧЗ - высокочастотный заградитель
Гкал - гигакалория
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
ЗАО - закрытое акционерное общество
ЗРУ - закрытое распределительное устройство
ЗУ - заземляющее устройство
ИРМ - источник реактивной мощности
кВ - киловольт
кВт - киловатт
кВтч - Киловатт-час
кг.у.т. - килограмм условного топлива
КЗ - короткое замыкание
КЛ - кабельная линия
КПД - коэффициент полезного действия
КУМЗ - Каменск-Уральский металлургический завод
ЛЭП - линия электропередач
МВА - мегавольтампер
MBAp - мегавольтампер реактивных
МВт - мегаватт
МО - муниципальное образование
МРСК - магистральная распределительная сетевая компания
МЭС - магистральные электрические сети
НДС - налог на добавленную стоимость
НСТЭЦ - Ново-Свердловская ТЭЦ
НТМК - Нижнетагильский металлургический комбинат
ОАО - открытое акционерное общество
ОГК - генерирующая компания оптового рынка электроэнергии
ООО - общество с ограниченной ответственностью
ОРУ - открытое распределительное устройство
ОРЭ - оптовый рынок электроэнергии
ПАА - противоаварийная автоматика
ПГУ - парогазовая установка
ПИР - проектно-изыскательские работы
ПНТЗ - Первоуральский металлургический завод
ПС - подстанция
ПСУ - паросиловая установка
РАО - российское акционерное общество
РДУ - районное диспетчерское управление
РЗА - релейная защита и автоматика
РП - распределительный пункт
РПН - регулирование под нагрузкой
РУ - распределительное устройство
РЭС - районные электрические сети
САОН - система автоматического ограничения нагрузки
СвТЭЦ - Свердловская ТЭЦ
СК - статический конденсатор
СО - Свердловская область
СРС - схемно-режимные ситуации
ССПИ - система сбора и передачи информации
СТЗ - Синарский трубный завод
СУГРЭС - Среднеуральская ГРЭС
СШ - система шин
т.у.т. - тонна условного топлива
ТГ - турбогенератор
ТГК - территориальная генерирующая компания
ТП - трансформаторная подстанция
ТТ - трансформатор тока
ТЭР - топливные энергетические ресурсы
ТЭС - тепловая электрическая станция
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль
УВЗ - Уралвагонзавод
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
ШР - шинный разъединитель
Вы можете открыть актуальную версию документа прямо сейчас.
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
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 этой цели необходимо решить следующие задачи: снижение зависимости электроэнергетического комплекса от ввозимого органического топлива, снижение избыточности энергосистемы до уровня гарантированного самобалансирования, обеспечение надежного и качественного электроснабжения населения на всей территории Свердловской области, включая удаленные территории, где целесообразно развитие технологий распределенной энергетики и др.
Постановление Правительства Свердловской области от 14 июня 2012 г. N 652-ПП "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2013-2017 годы и на перспективу до 2022 года"
Текст постановления опубликован в "Собрании законодательства Свердловской области" от 31 августа 2012 г., N 6-2 (2012), ст. 916
Постановлением Правительства Свердловской области от 30 апреля 2013 г. N 540-ПП настоящее постановление признано утратившим силу