|
Расширенный поиск
Постановление Правительства Свердловской области от 30.04.2013 № 540-ппПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ от 30 апреля 2013 г. N 540-ПП ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2014 - 2018 ГОДЫ И НА ПЕРСПЕКТИВУ ДО 2023 ГОДА В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" и Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" Правительство Свердловской области постановляет: 1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года (прилагаются). 2. Признать утратившим силу Постановление Правительства Свердловской области от 14.06.2012 N 652-ПП "Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2013 - 2017 годы и на перспективу до 2022 года" с 01 января 2014 года. 3. Контроль за исполнением настоящего Постановления возложить на Министра энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Свердловской области, Члена Правительства Свердловской области Н.Б. Смирнова. Председатель Правительства Свердловской области Д.В.ПАСЛЕР Утверждены Постановлением Правительства Свердловской области от 30 апреля 2013 г. N 540-ПП СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2014 - 2018 ГОДЫ И НА ПЕРСПЕКТИВУ ДО 2023 ГОДА Раздел 1. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАЗРАБОТКИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики". Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года учитывает: 1) Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики России, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период; 2) Схему и программу развития ЕЭС России (проект), утвержденную в установленном порядке в предшествующий период; 3) Схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период; 4) утвержденные в установленном порядке в предшествующий период инвестиционные программы субъектов электроэнергетики; 5) Программу социально-экономического развития Свердловской области на среднесрочную перспективу; 6) Стратегию социально-экономического развития Свердловской области на период до 2020 года; 7) схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями; 8) схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные проектными организациями; 9) схемы теплоснабжения муниципальных образований в Свердловской области, на территории у которых расположены объекты электроэнергетики Свердловской области; 10) Генеральную схему газоснабжения и газификации Свердловской области, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период; 11) Указ Президента от 07 мая 2012 года N 596 "О долгосрочной государственной экономической политике"; 12) Программу Российской Федерации "Энергоэффективность и развитие энергетики"; 13) социально-экономические, экономико-технологические, географические, экологические и ресурсные особенности региона; 14) решения и рекомендации IV открытой отраслевой конференции энергетиков Свердловской области, утвержденные от 19 декабря 2012 года. Результаты схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на пятилетний период должны использоваться в качестве основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний. Основной целью разработки Схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области является разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики. Основными задачами работы по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области являются: 1) разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажей) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Свердловской области на пятилетний период по годам; 2) разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе; 3) формирование политики в области развития распределительных электрических сетей; 4) обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса. Раздел 2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА Территория Свердловской области занимает площадь 194,3 тыс. кв. км, население 4,307 млн. человек. В городах проживает 83,4 процента населения. Крупные города - Екатеринбург (1411,1 тыс. человек), Нижний Тагил (362,5 тыс. человек), Каменск-Уральский (175,0 тыс. человек), Первоуральск (149,8 тыс. человек), Серов (99,1 тыс. человек). Основная часть населения (более 80 процентов) проживает в следующих промышленных районах: Серово-Богословском, Нижнетагильском, Верхнетагильском, Первоуральском, Екатеринбургском, Асбестовско-Артемовском, Каменск-Уральском, Полевском (рисунок 1). Промышленность Свердловской области представлена преимущественно обрабатывающим производством, на долю которого в 2012 году приходится около 80 процентов от объема промышленного производства на территории области и 37,8 процента от объема производства в обрабатывающем производстве Уральского федерального округа. Профилирующие производства - металлургическое (черная и цветная металлургия), производство машин и оборудования - обладают высокой фондо- и материалоемкостью с высокой зависимостью от конъюнктуры сырьевых рынков. Добыча полезных ископаемых представлена добычей железных и медных руд, бокситов, асбеста. Рис. 1. КАРТА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ С ОСНОВНЫМИ ПРОМЫШЛЕННЫМИ РАЙОНАМИ Рисунок не приводится. В Свердловской области имеются собственные топливно-энергетические ресурсы. Запасы угля незначительны и добыча его в настоящее время сокращается и будет полностью прекращена в 2014 году. Имеются разведанные запасы нефти на северо-востоке области. Разработка их в настоящее время не ведется. В Красноуфимском районе ведется разведка месторождений газа, возможность добычи которого оценивается в размере 1,5 - 2 млрд. куб. м в год. Гидроэнергоресурсы представлены в основном малыми реками. Гидропотенциал оценивается в 300 МВт. На территории Свердловской области располагаются существенные запасы торфа (более 3 млрд. т.у.т.). В 1985 году достигнут максимальный уровень добычи торфа, который составил 3,5 млн. т. Добыча торфа и его использование на топливные нужды на протяжении длительного периода сокращались. Раздел 3. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Глава 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ На территории энергосистемы Свердловской области расположены электростанции, принадлежащие следующим генерирующим компаниям: ОАО "Концерн Росэнергоатом", ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация", ОАО "ОГК-2", ОАО "Энел ОГК-5", ОАО "ТГК-9", ОАО "ГТ ТЭЦ Энерго", а также станции промышленных предприятий. Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы на 01 января 2013 года составила 9727,4 МВт. Кроме того, на территории Свердловской области наблюдается развитие источников генерации распределенной энергетики. Суммарная мощность составляет около 200 МВт. В настоящее время около 99 процентов электроэнергии Свердловской области вырабатывается на ввозимом топливе. Баланс электрической мощности энергосистемы Свердловской области является избыточным. Наиболее крупные электростанции, расположенные на территории области: Рефтинская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС, Богословская ТЭЦ, Красногорская ТЭЦ, Свердловская ТЭЦ, Первоуральская ТЭЦ, Качканарская ТЭЦ, Белоярская АЭС. Более половины от всей установленной мощности энергосистемы 56,1 процентов (5456,5 МВт) приходится на две электростанции - Рефтинская ГРЭС и Среднеуральская ГРЭС, принадлежащие ОАО "Энел ОГК-5". Крупнейшими энергосбытовыми компаниями на территории области являются ОАО "Свердловэнергосбыт", ОАО "Екатеринбургэнергосбыт" и ОАО "Свердловская энергогазовая компания". Крупнейшими электросетевыми компаниями на территории Свердловской области являются филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания", ГУП СО "Облкоммунэнерго", ЗАО "Тагилэнергосети", ОАО "Региональная сетевая компания", ОАО "РЖД". Есть объекты 220, 110 кВ и ниже, которые принадлежат организациям-потребителям. На территории энергосистемы находятся электрические сети напряжением 500, 220, 110 кВ и ниже. Глава 2. СТРУКТУРА И СОСТАВ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Структура установленной мощности электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, представлена в таблице 1 и на рисунке 2. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА Таблица 1 |————————————————————————————————— |———————————————|————————————————————————| | Тип электростанции |Установленная |Доля от установленной | | | мощность |мощности энергосистемы | | | (МВт) | Свердловской области | | | | (процентов) | |———————|——————————————————————————|———————————————|————————————————————————| |АЭС |АЭС всего, в том числе | 600 | 6,2 | |———————|——————————————————————————|———————————————|————————————————————————| | |Росэнергоатом | 600 | 6,2 | |———————|——————————————————————————|———————————————|————————————————————————| |ГЭС |ГЭС всего | 7 | 0,1 | |———————|——————————————————————————|———————————————|————————————————————————| | |ТГК | 7 | 0,1 | |———————|——————————————————————————|———————————————|————————————————————————| |ТЭС |ТЭС всего | 9120,4 | 93,7 | |———————|——————————————————————————|———————————————|————————————————————————| | |ОГК | 5994,5 | 61,6 | |———————|——————————————————————————|———————————————|————————————————————————| | |ТГК | 1164,5 | 12 | |———————|——————————————————————————|———————————————|————————————————————————| | |Прочие ГК | 1533 | 15,7 | |———————|——————————————————————————|———————————————|————————————————————————| | |СПП | 428,4 | 4,4 | |———————|——————————————————————————|———————————————|————————————————————————| |Итого |Энергосистема в целом: | 9727,4 | 100 | |———————|——————————————————————————|———————————————|————————————————————————| Рис. 2. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА Рисунок не приводится. Информация о составе, месторасположении электрических станций, а также СПП, находящихся на территории энергосистемы Свердловской области, установленная мощность которых превышает 5 МВт, представлена в таблице 2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ, РАСПОЛОЖЕННЫЕ НА ТЕРРИТОРИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА Таблица 2 |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | N | Собственник, |Установленная | Место расположения | |п/п | Наименование электростанции | мощность | электростанции | | | | (МВт) | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | 1 | 2 | 3 | 4 | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | 1. | ОАО "КОНЦЕРН "РОСЭНЕРГОАТОМ" | 600,0 | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Белоярская АЭС | 600,0 |поселок Заречный | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | 2. | ОАО "ИНТЕР РАО - | 1497,0 | | | | ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ" | | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Верхнетагильская ГРЭС | 1497,0 |город Верхний Тагил | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | 3. | ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ОГК | 5994,5 | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |1) ОАО "ОГК-2" | 538,0 | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Серовская ГРЭС | 538,0 |город Серов | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |2) ОАО "Энел ОГК-5" | 5456,5 | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Рефтинская ГРЭС | 3800,0 |поселок Рефтинский | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Среднеуральская ГРЭС | 1656,5 |город Среднеуральск | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | 4. | ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ТГК | 1171,5 | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Свердловский филиал ОАО "ТГК-9" | 1171,5 | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Ново-Свердловская ТЭЦ | 557,0 |город Екатеринбург | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Нижнетуринская ГРЭС | 279,0 |город Нижняя Тура | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Богословская ТЭЦ | 135,5 |город Краснотурьинск | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Красногорская ТЭЦ | 121,0 |город Каменск-Уральский | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Свердловская ТЭЦ | 36,0 |город Екатеринбург | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Первоуральская ТЭЦ | 36,0 |город Первоуральск | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Верхотурская ГЭС | 7,0 |Верхотурский район | | | | |(река Тура) | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | 5. | ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ НЕЗАВИСИМЫХ | 36,0 | | | | ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ | | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго" | 36,0 | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |ГТ ТЭЦ, г. Реж | 18,0 |город Реж | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Екатеринбургская ГТ ТЭЦ | 18,0 |город Екатеринбург | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | 6. | СТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ | 428,4 | | | | ПРЕДПРИЯТИЙ | | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |Качканарская ТЭЦ | 50,0 |город Качканар | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |ТЭЦ Нижнетагильского | 149,9 |город Нижний Тагил | | |металлургического комбината | | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |ТЭЦ ОАО "МК "Уралметпром" | 70,5 |город Екатеринбург | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |ТЭЦ ОАО "НПК "Уралвагонзавод" | 128,0 |город Нижний Тагил | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |ОАО "Уральский завод РТИ" | 6,0 |город Екатеринбург | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | |ТЭЦ Екатеринбургэнерго | 24,0 |город Екатеринбург | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| | 7. |Итого | 9727,4 | | | |по Свердловской энергосистеме | | | |—————|—————————————————————————————————|———————————————|—————————————————————————| На рисунке 3 показана структура распределения генерирующей мощности электрических станций с разбивкой по собственникам оборудования. Рис. 3. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА Рисунок не приводится. Глава 3. ВОЗРАСТНАЯ СТРУКТУРА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ На электростанциях энергосистемы Свердловской области около половины оборудования (42,9 процента, или 4170,5 МВт) было введено в период с 1971 по 1980 год. Порядка 20 процентов оборудования электростанций введено более 50 лет назад (до 1960 года). Полный список электростанций с указанием возрастной структуры оборудования представлен в приложении 1. График вводимой мощности в процентах от установленной на 01.01.2013 показан на рисунке 4. % 100 --T------T-T------T-T------T-T------T-T------T-T------T-T------T-T------T-- ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 90 +-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-- ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 80 +-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-- ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 70 +-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-- ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 60 +-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-- ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 50 +-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-- ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ +------+ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 40 +-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+ +-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-- ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 30 +-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+ +-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-- ¦ ¦xxxxxx¦ +------+ ¦ 42,9 ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 20 +-+xxxxxx+-+ +-+ +-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-- ¦ +------+ ¦ 25,7 ¦ ¦ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 10 +-+ 18,7 +-+ +-+ +-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-+xxxxxx+-- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--6---+ +- 0,3-+ +--2,1-+ +--4,3-+ ¦ 0 ¦ L-+------+-+------+-+------+-+------+-+------+-+------+-+------+-+------+-- 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2011 2012 год ----¬ ----¬ ¦xxx¦ Установленная мощность, % ¦ ¦ Вводимая мощность в % от установленной L---- L---- Рис. 4. ГРАФИК ВВОДИМОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЦЕНТАХ ОТ УСТАНОВЛЕННОЙ Глава 4. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ В Свердловской области сложился развитый электросетевой комплекс, состоящий из: |——————————————————————|———|——————————————————| |ПС 500 кВ |- |4 штуки | |——————————————————————|———|——————————————————| |ПС 220 кВ |- |27 штук | |——————————————————————|———|——————————————————| |ПС 35 - 110 кВ |- |552 штуки | |——————————————————————|———|——————————————————| |ТП 10 - 6/0,4 кВ |- |13870 штуки | |——————————————————————|———|——————————————————| |ВЛ 500 кВ |- |1702 км | |——————————————————————|———|——————————————————| |ВЛ 220 кВ |- |3283 км | |——————————————————————|———|——————————————————| |ВЛ 35 - 110 кВ |- |10679 км | |——————————————————————|———|——————————————————| |ВЛ 10 - 0,4 кВ |- |39335 км | |——————————————————————|———|——————————————————| |КЛ 220 кВ |- |0 км | |——————————————————————|———|——————————————————| |КЛ 35 - 110 кВ |- |385,8 км | |——————————————————————|———|——————————————————| |КЛ 10 - 0,4 кВ |- |7599 км | |——————————————————————|———|——————————————————| |Условные единицы |- |401821 у.е. | |——————————————————————|———|——————————————————| Кроме этого на территории Свердловской области действуют более 100 мелких территориальных сетевых организаций, в состав которых входит около 190 тыс. у.е. электросетевого оборудования. Данные по характеристике сетевого комплекса крупнейших электросетевых компаний на территории Свердловской области (ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания", ГУП СО "Облкоммунэнерго", ОАО "Региональная сетевая компания", ЗАО "Тагилэнергосети") и ОАО "РЖД" приведены в приложении 2. Глава 5. ОСНОВНЫЕ ВНЕШНИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Свердловская энергосистема входит в Объединенную энергосистему Урала и граничит с Пермской, Челябинской, Курганской, Тюменской, Башкирской энергосистемами. Внешние связи с соседними энергосистемами представлены в таблице 3. ВНЕШНИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Таблица 3 |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | N | Наименование | Диспетчерское наименование линии | |строки | энергосистемы | электропередачи | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 1 |Энергосистема |ВЛ 220 кВ Высокая - Каменская | | |Курганской области | | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 2 | |ВЛ 110 кВ Каменская - В. Ключи | | | |с отпайкой на ПС ЖБК | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 3 | |ВЛ 110 кВ Каменская - Колчедан | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 4 |Энергосистема |ВЛ 35 кВ Сажино - Усть-Итимская | | |Республики Башкирия | | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 5 |Энергосистема |ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень - 1, 2 | | |Тюменской области | | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 6 | |ВЛ 220 кВ Тавда - Тюмень | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 7 | |ВЛ 110 кВ Тавда - Увал с заходом на ПС | | | |Ваганово | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 8 | |ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда с отпайками на ПС Кума, | | | |ПС Карабашка | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 9 | |ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда 2 | | | |с отпайками на ПС Юмас, ПС Мортка, ПС Кума, | | | |ПС Карабашка, ПС Чапаевская | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 10 | |ВЛ 110 кВ Молчаново - Устье | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 11 | |ВЛ 110 кВ Гужевое - Кармак | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 12 | |ВЛ 110 кВ Перевалово - Верховино | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 13 | |ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья - 1, 2 | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 14 |Энергосистема |ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево | | |Челябинской области | | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 15 | |ВЛ 500 кВ Южная - Шагол | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 16 | |ВЛ 220 кВ БАЭС - Мраморная | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 17 | |ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 18 | |ВЛ 110 кВ Каменская - 19 км | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 19 | |ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит I, II цепь | | | |с отпайками | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 20 | |ВЛ 35 кВ Рыбино - Ларино | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 21 |Энергосистема |ВЛ 500 кВ Тагил - Калино | | |Пермского края | | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 22 | |ВЛ 500 кВ Боткинская ГЭС - Емелино | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 23 | |ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 24 | |ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 25 | |ВЛ 220 кВ Красноуфимская - Ирень | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 26 | |ВЛ 220 кВ Ирень - Партизанская | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 27 | |ВЛ 110 кВ Красноуфимская - Романовка | | | |I, II цепь | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| | 28 | |ВЛ 110 кВ Качканар - Промысла с отпайками | |————————|—————————————————————|————————————————————————————————————————————————| Глава 6. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Период 2008 - 2012 годов характеризуется разнонаправленной динамикой спроса на электроэнергию и электрическую мощность в Свердловской региональной энергосистеме и ОЭС Урала в целом, а именно снижением спроса в 2008 - 2009 годах и частичным его возвратом в 2010 - 2012 годах. По итогам 2012 года спрос на электроэнергию и электрическую мощность в Свердловской энергосистеме был ниже уровня 2008 года на 842,4 млн. кВт.ч, или на 1,8 процента, а максимум электрической нагрузки ниже на 75 МВт, или на 1,1 процента, то есть докризисный уровень потребления электроэнергии в Свердловской энергосистеме достигнут не был. В 2012 году зафиксирован рост электропотребления и мощности. По сравнению с 2011 годом электропотребление возросло на 678,6 млн. кВт.ч, или на 1,5 процента, при этом максимум электрической нагрузки увеличился на 212 МВт, или на 3,14 процента. Динамика потребления электроэнергии Свердловской энергосистемы за последние 5 лет представлена в таблице 4. График изменения электропотребления показан на рисунке 5. График изменения прироста электропотребления в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 6. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Таблица 4 |——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Наименование показателя |2008 год |2009 год |2010 год |2011 год |2012 год | |——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Электропотребление, | 47709,2 | 42073 | 44713,9 | 46188,2 | 46866,8 | |млн. кВт.ч | | | | | | |——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Абсолютный прирост | -52,6 | -5636,2 | 2640,9 | 1474,3 | 678,6 | |электропотребления | | | | | | |(по отношению | | | | | | |к предшествующему году), | | | | | | |млн. кВт.ч | | | | | | |——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Темпы прироста | -0,1 | -11,8 | 6,3 | 3,3 | 1,5 | |электропотребления | | | | | | |(по отношению | | | | | | |к предшествующему году), | | | | | | |проценты | | | | | | |——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| 49000 T----------------------------------------------------------- ¦ ¦ 47709,2 48000 +----------------------------------------------------------- ¦ --------¬ ¦ ¦xxxxxxx¦ 46866,8 47000 +-+xxxxxxx+------------------------------------------------- ¦ ¦xxxxxxx¦ 46188,2 --------¬ ¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ ¦xxxxxxx¦ 46000 +-+xxxxxxx+---------------------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ 44713,9 ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 45000 +-+xxxxxxx+---------------------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- млн. ¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ кВт.ч ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 44000 +-+xxxxxxx+---------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 43000 +-+xxxxxxx+---------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ 42073 ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 42000 +-+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 41000 +-+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 40000 +-+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 39000 +-+-------+-T-+-------+-T-+-------+-T-+-------+-T-+-------+- 2008 2009 2010 2011 2012 года Рис. 5. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МЛН. КВТ. Ч 8 --------------------------------------------------------- ¦ 6,3 ¦ -------¬ 6 +-----------------------+xxxxxx+------------------------- ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ 3,3 4 +-----------------------+xxxxxx+------------------------- ¦ ¦xxxxxx¦ -------¬ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 1,5 2 +-----------------------+xxxxxx+---+xxxxxx+-------------- Среднегодовой ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ -------¬ прирост ¦ 2008 2009 ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ в процентах 0 +-T------T-+-T------T-+-+------+-+-+------+-+-+------+--- ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 2010 2011 2012 года ¦ L------- ¦xxxxxx¦ -2 +------------+xxxxxx+------------------------------------ ¦ -0,1 ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ -4 +------------+xxxxxx+------------------------------------ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ -6 +------------+xxxxxx+------------------------------------ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ -8 +------------+xxxxxx+------------------------------------ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ -10 +------------+xxxxxx+------------------------------------ ¦ L------- ¦ -11,8 -12 +-------------------------------------------------------- ¦ ¦ -14 +-------------------------------------------------------- Рис. 6. ПРИРОСТ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ В ПРОЦЕНТАХ (ПО ОТНОШЕНИЮ К ПРЕДШЕСТВУЮЩЕМУ ГОДУ) Динамика изменения собственного максимума нагрузки Свердловской энергосистемы за последние 5 лет представлена в таблице 5. График изменения максимумов нагрузки показан на рисунке 7. График изменения прироста максимума нагрузки в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 8. ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА НАГРУЗКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ, МВТ Таблица 5 |——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Наименование показателя |2008 год |2009 год |2010 год |2011 год |2012 год | |——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Собственный максимум | 7035 | 6509 | 6641 | 6748 | 6960 | |нагрузки, МВт | | | | | | |——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Абсолютный прирост | -10 | -526 | 132 | 107 | 212 | |максимума нагрузки | | | | | | |(по отношению | | | | | | |к предшествующему году), | | | | | | |МВт | | | | | | |——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Темпы прироста | -0,14 | -7,48 | 2,03 | 1,61 | 3,14 | |(по отношению | | | | | | |к предшествующему году), | | | | | | |проценты | | | | | | |——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| 7100 +----------------------------------------------------------- ¦ 7035 ¦ --------¬ 6960 7000 +-+xxxxxxx+------------------------------------------------- ¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 6900 +-+xxxxxxx+---------------------------------------+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 6800 +-+xxxxxxx+---------------------------------------+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ 6748 ¦xxxxxxx¦ МВт ¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ ¦xxxxxxx¦ 6700 +-+xxxxxxx+---------------------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ 6641 ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 6600 +-+xxxxxxx+---------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ 6509 ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 6500 +-+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 6400 +-+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 6300 +-+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 6200 +-+-------+-T-+-------+-T-+-------+-T-+-------+-T-+-------+- 2008 2009 2010 2011 2012 год Рис. 7. ГОДОВЫЕ МАКСИМУМЫ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МВТ 4 --------------------------------------------------------- ¦ 3,14 ¦ -------¬ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ 2,03 ¦xxxxxx¦ ¦ -------¬ ¦xxxxxx¦ 2 +-----------------------+xxxxxx+--------------+xxxxxx+--- ¦ ¦xxxxxx¦ 1,61 ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ -------¬ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦ 2008 2009 ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 0 +-T------T-+-T------T-+-+------+-+-+------+-+-+------+--- Изменение ¦ ¦xxxxxx¦ ¦xxxxxx¦ 2010 2011 2012 год максимума ¦ L------- ¦xxxxxx¦ нагрузки ¦ -0,14 ¦xxxxxx+------------------------------------ в процентах ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ -4 +------------+xxxxxx+------------------------------------ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ -6 +------------+xxxxxx+------------------------------------ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxx¦ ¦ L------- ¦ -7,48 -8 +-------------------------------------------------------- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ -10 L-------------------------------------------------------- Рис. 8. ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ПО ОТНОШЕНИЮ К ПРЕДШЕСТВУЮЩЕМУ ГОДУ), В ПРОЦЕНТАХ Глава 7. СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В структуре электропотребления Свердловской области преобладает "промышленное" потребление - 49,00 процента. Крупными секторами потребления электрической энергии являются: "прочие" потребители, включая сферу услуг и коммунальный сектор, - 13,04 процента, население - 8,90 процента, предприятия транспорта и связи - 8,76 процента. Предприятия сельского хозяйства и строительная сфера занимают незначительную долю в общем объеме потребления. Кроме того, 8,93 процента в структуре потребления составляют потери в электрических сетях и 8,08 процента - расход энергии на собственные нужды на электростанциях. Структура электропотребления показана на рисунке 9. Рис. 9. СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Рисунок не приводится. Крупные потребители электроэнергии Свердловской области с указанием динамики электропотребления в 2008 - 2010 годах, в разрезе энергорайонов Свердловской области приведены в приложении 3. Перечень наиболее крупных потребителей с разбивкой по отраслям приведен в приложении 4. Глава 8. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ТИПАМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВИДАМ СОБСТВЕННОСТИ Производство электроэнергии в энергосистеме Свердловской области в 2012 году составило 53,5 млрд. кВт.ч и превысило уровень 2011 года на 1,5 млрд. кВт.ч. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности представлена в таблице 6 и на рисунке 10. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В 2008 - 2012 ГОДАХ Таблица 6 |—————|——————————————|——————————————————————————————————————————————————————————— | |Год | Производство | в том числе: | | |электроэнергии| | | | всего, | | | | млн. кВт.ч | | |—————|——————————————|—————————————— |———————————————— |——————————————|—————————————— | | | | АЭС | ТЭС | ГЭС | СПП | |—————|——————————————|————————|——————|—————————|———————|———————|——————|————————|——————| | | | млн. |Доля, | млн. |Доля, | млн. |Доля, | млн. |Доля, | | | | кВт.ч | % | кВт.ч | % |кВт.ч | % | кВт.ч | % | |—————|——————————————|————————|——————|—————————|———————|———————|——————|————————|——————| |2008 | 52318,1 | 4084,1 | 7,8 | 45940,8 | 87,9 | 21,1 | 0,0 | 2272,1 | 4,3 | |—————|——————————————|————————|——————|—————————|———————|———————|——————|————————|——————| |2009 | 49106,6 | 4022,3 | 8,2 | 42796,7 | 87,2 | 19,6 | 0,0 | 2268,0 | 4,6 | |—————|——————————————|————————|——————|—————————|———————|———————|——————|————————|——————| |2010 | 52092,0 | 3932,6 | 7,5 | 45885,4 | 88,2 | 17,8 | 0,0 | 2256,2 | 4,3 | |—————|——————————————|————————|——————|—————————|———————|———————|——————|————————|——————| |2011 | 52013,3 | 4249,8 | 8,2 | 45486,0 | 87,5 | 17,3 | 0,0 | 2260,2 | 4,3 | |—————|——————————————|————————|——————|—————————|———————|———————|——————|————————|——————| |2012 | 53464,1 | 4256,9 | 8,0 | 46987,9 | 87,9 | 20,2 | 0,0 | 2199,0 | 4,1 | |—————|——————————————|————————|——————|—————————|———————|———————|——————|————————|——————| Рис. 10. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В 2008 - 2012 ГОДАХ Рисунок не приводится. Глава 9. ХАРАКТЕРИСТИКА БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ В период с 2008 по 2012 год Свердловская энергосистема была избыточной, как по мощности, так и по электроэнергии. Характеристики балансов электроэнергии и мощности за последние 5 лет приведены в таблицах 7 и 8 соответственно. БАЛАНС ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ Таблица 7 |—————————————————————|————————————|————————————|————————————|————————————|———————————| | Наименование | 2008 год | 2009 год | 2010 год | 2011 год |2012 год | | показателя | | | | | | |—————————————————————|————————————|————————————|————————————|————————————|———————————| |Электропотребление, | 47709,2 | 42073,0 | 44713,9 | 46188,2 | 46866,8 | |млн. кВт.ч | | | | | | |—————————————————————|————————————|————————————|————————————|————————————|———————————| |Производство, | 52318,1 | 49106,6 | 52092,0 | 52013,3 | 53464,1 | |млн. кВт.ч | | | | | | |—————————————————————|————————————|————————————|————————————|————————————|———————————| |Избыток (-) / | -4608,9 | -7033,6 | -7378,1 | -5825,1 | -6597,3 | |Дефицит (+), | | | | | | |млн. кВт.ч | | | | | | |—————————————————————|————————————|————————————|————————————|————————————|———————————| БАЛАНС МОЩНОСТИ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ Таблица 8 |——————————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | Наименование показателя |2008 год |2009 год |2010 год |2011 год |2012 год | |——————————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Собственный максимум | 7035 | 6509 | 6641 | 6748 | 6960 | |потребления, МВт | | | | | | |——————————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Генерация, МВт | 7326 | 7817 | 7493 | 7396 | 8090 | |——————————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Избыток (-) / Дефицит (+), | -291 | -1308 | -852 | -648 | -1130 | |МВт | | | | | | |——————————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————| Сальдо перетоков электроэнергии и мощности энергосистемы Свердловской области за последние 5 лет приведены на рисунках 11 и 12. 8000 +----------------------------------------------------------- ¦ 7033,6 7378,1 ¦ --------¬ --------¬ 6597,3 7000 +-------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+------------------------- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 5825,1 ¦xxxxxxx¦ 6000 +-------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---------------+xxxxxxx+- млн. ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ ¦xxxxxxx¦ кВт.ч ¦ 4608,9 ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 5000 +-------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ --------¬ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 4000 +-+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 3000 +-+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 2000 +-+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 1000 +-+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 0 +-+-------+-T-+-------+-T-+-------+-T-+-------+-T-+-------+- 2008 2009 2010 2011 2012 года год год год год год Рис. 11. САЛЬДО ПЕРЕТОКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ 1308 1400 +----------------------------------------------------------- ¦ --------¬ ¦ ¦xxxxxxx¦ 1130 1200 +-------------+xxxxxxx+------------------------------------- ¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ МВт ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 1000 +-------------+xxxxxxx+---------------------------+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ 852 ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ ¦xxxxxxx¦ 800 +-------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---------------+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 648 ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ --------¬ ¦xxxxxxx¦ 600 +-------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ 291 ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 400 +-------------+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ --------¬ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 200 +-+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+---+xxxxxxx+- ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ ¦xxxxxxx¦ 0 +-+-------+-T-+-------+-T-+-------+-T-+-------+-T-+-------+- 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. год Рис. 12. САЛЬДО ПЕРЕТОКОВ МОЩНОСТИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ Глава 10. УСТАНОВЛЕННАЯ ТЕПЛОВАЯ МОЩНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Информация об установленной тепловой мощности, основном и резервном топливе электростанций, находящихся на территории Свердловской области, представлена в таблице 9. УСТАНОВЛЕННАЯ ТЕПЛОВАЯ МОЩНОСТЬ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА Таблица 9 -----T-------------------------------T--------T--------------T----------¬ ¦ N ¦ Наименование ¦Тепловая¦ Основное ¦Резервное ¦ ¦п/п ¦ ¦мощность¦ топливо ¦ топливо ¦ ¦ ¦ ¦(Гкал/ч)¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ 1. ¦ ОАО "КОНЦЕРН РОСЭНЕРГОАТОМ" ¦ 1470 ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Белоярская АЭС ¦ 1470 ¦ядерное ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ 2. ¦ ОАО "ИНТЕР РАО ¦ 480 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ" ¦ ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Верхнетагильская ГРЭС ¦ 480 ¦уголь, ¦природный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦природный газ ¦газ, мазут¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ 3. ¦ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ОГК ¦ 1987 ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦1) ОАО "ОГК-2" ¦ 110 ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Серовская ГРЭС ¦ 110 ¦уголь ¦природный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦3.2.¦2) ОАО "Энел ОГК-5" ¦ 1877 ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Рефтинская ГРЭС ¦ 350 ¦уголь ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Среднеуральская ГРЭС ¦ 1527 ¦природный газ ¦мазут ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ 4. ¦ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ТГК ¦ 5718 ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Свердловский филиал ОАО "ТГК-9"¦ 5718 ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Ново-Свердловская ТЭЦ ¦ 890 ¦природный газ ¦мазут ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Нижнетуринская ГРЭС ¦ 430 ¦уголь ¦природный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Богословская ТЭЦ ¦ 995 ¦свердловский ¦природный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦уголь ¦газ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦с "подсветкой"¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газом ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Красногорская ТЭЦ ¦ 1006 ¦уголь ¦природный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Свердловская ТЭЦ ¦ 1430 ¦природный газ ¦мазут ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Первоуральская ТЭЦ ¦ 967 ¦природный газ ¦мазут ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Верхотурская ГЭС ¦ 0 ¦вода ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ 5. ¦ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ НЕЗАВИСИМЫХ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ¦ ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго" ¦ ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦ГТ ТЭЦ город Реж ¦нет ¦природный газ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦данных ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦ ЕКАТЕРИНБУРГСКАЯ ГТ ТЭЦ ¦нет ¦природный газ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦данных ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ 6. ¦ СТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ¦ 2485 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ПРЕДПРИЯТИЙ ¦ ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦Качканарская ТЭЦ (ЕВРАЗ) ¦ 156 ¦природный газ ¦мазут ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦ТЭЦ Нижнетагильского ¦ 1115 ¦природный газ ¦доменный ¦ ¦ ¦металлургического комбината ¦ ¦ ¦коксовый ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦газ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦ТЭЦ ОАО "МК "Уралметпром" ¦ 221 ¦природный газ ¦мазут ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦ТЭЦ ОАО "НПК "Уралвагонзавод" ¦ 528 ¦природный газ ¦мазут ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦ТЭЦ Екатеринбургэнерго ¦ 465 ¦природный газ ¦мазут ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ ¦ОАО "Уральский завод РТИ" ¦Нет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦данных ¦ ¦ ¦ +----+-------------------------------+--------+--------------+----------+ ¦ 7. ¦Итого ¦ 12140 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦по Свердловской энергосистеме ¦ ¦ ¦ ¦ L----+-------------------------------+--------+--------------+----------- Глава 11. СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ Достигнутый уровень производства электроэнергии на электростанциях Свердловской области - 53,5 млрд. кВт.ч (в том числе 4,3 млрд. кВт.ч на АЭС). Кроме того, на электростанциях вырабатывается более 56 процентов тепловой энергии, производимой в области (36 млн. Гкал). При этом производство тепла котельными составляет 28 млн. Гкал, для чего используется 3,9 млн. т.у.т. газа, 325,4 тыс. т.у.т. угля и 358,8 тыс. т.у.т. продуктов переработки нефти. Достигнутый объем потребления органического топлива в Свердловской области составляет 48 млн. т.у.т., в том числе электростанциями области потребляется свыше 22,5 млн. т.у.т., топливный эквивалент энергоресурсов АЭС - 1,4 млн. т.у.т., что составляет 6 процентов в топливном балансе электростанций области. На производство электроэнергии расходуется 16,5 млн. т.у.т. органического топлива. Структура органического топлива, используемого при выработке электроэнергии тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 47 процентов, уголь - 52 процента, мазут - 1 процент. Структура топлива, используемого на производство тепла тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 83 процента, уголь - 12 процентов, продукты переработки нефти - 2 процента, прочее - 3 процента. Общая структура топливного баланса электростанций области с учетом топливного коэффициента АЭС составляет: газ - 52,8 процента, уголь - 40,4 процента, ядерное топливо - 4,5 процента, прочее - 2,3 процента. Удельный расход топлива на отпущенный кВт.ч составляет 358,7 грамма условного топлива. Удельный расход топлива на отпущенную Гкал тепловой энергии электростанциями составляет 164,4 кг.у.т., котельными 168,1 кг.у.т. Наименее экономичными являются: Богословская ТЭЦ - 575,4 г. у.т. на кВт.ч, 162,5 кг.у.т. на Гкал; Красногорская ТЭЦ - 538,9 г. у.т. на кВт.ч, 161,0 кг.у.т. на Гкал; Нижнетуринская ГРЭС - 469,1 г. у.т. на кВт.ч, 166,4 кг.у.т. на Гкал; Серовская ГРЭС - 463,5 г. у.т. на кВт.ч, 184,6 кг.у.т. на Гкал. Наиболее экономичным является новый блок на СУГРЭС - 220 г. у.т. на кВт.ч. Основной угольной базой для электростанций Свердловской области является Экибастузский бассейн (Казахстан, Павлодарская область). Природный газ поступает из Западной Сибири. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области представлена на рисунке 13. Рис. 13. СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Рисунок не приводится. Наличие в Свердловской области крупнейшей угольной электростанции в стране Рефтинской ГРЭС обусловило долю угля в топливном балансе области гораздо более высокую, чем по стране в целом. Обеспечивая диверсифицированность топливной базы, Рефтинская ГРЭС тем не менее рассматривается в настоящее время как крупнейший в регионе загрязнитель, который наряду с выбросами оксидов углерода, азота и серы в атмосферу образует ежегодно около 4 млн. т твердых остатков в виде золы. Энергоемкость ВРП Свердловской области в 2007 году составляла 48,4 т.у.т./млн. рублей в ценах 2007 года. В 2011 году энергоемкость ВРП региона составила 45,3 т.у.т./млн. рублей в ценах 2007 года, что ниже уровня энергоемкости 2007 года на 6,4 процента. Электроемкость в 2011 году составила 57,8 тыс. кВт.ч/млн. рублей в ценах 2007 года, что на 4,4 процента выше уровня 2007 года, теплоемкость составила 70,0 Гкал/млн. рублей в ценах 2007 года, что ниже уровня 2007 года на 17,9 процента. Фактический рост энергоемкости ВРП Свердловской области в 2008 и 2009 годах осложняет выполнение задачи снижения энергоемкости ВРП к 2020 году на 40 процентов относительно уровня 2007 года, что определено в качестве задачи Указом Президента Российской Федерации от 04.06.2008 N 889 "О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики". При этом динамика энергоемкости ВРП Свердловской области за 2007 - 2011 годы свидетельствует о наметившейся положительной тенденции к ее снижению. Глава 12. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В РЕГИОНЕ И СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОЭНЕРГИИ ОТ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Достигнутый уровень производства составляет 62,8 млн. Гкал/год, из них 56 процентов покрывается от электростанций ОГК и ТГК, то есть с использованием когенерации. Кроме того, в покрытии тепловых нагрузок участвуют около 3000 котельных и станций промышленных предприятий. СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ Екатеринбургская промышленно-жилая агломерация (города Екатеринбург, Верхняя Пышма, Березовский, Среднеуральск (27 млн. Гкал/год)): от электростанций ОГК и ТГК - 42,7 процента; от СПП 12,6 процента; от котельных - 44,7 процента; город Каменск-Уральский (8,5 млн. Гкал/год): Красногорская ТЭЦ - 49,4 процента; от СПП - 23,8 процента; от котельных - 26,8 процента; город Первоуральск (4 млн. Гкал/год): Первоуральская ТЭЦ - 42,5 процента; от котельных - 57,5 процента; город Краснотурьинск (5,5 млн. Гкал/год): Богословская ТЭЦ - 94,5 процента; от котельных - 5,5 процента; город Серов (2 млн. Гкал/год): Серовская ГРЭС - 15,7 процента; от СПП - 26 процента; от котельных - 58,3 процента; город Нижний Тагил (8 млн. Гкал/год): ТЭЦ НТМК - 39 процентов; ТЭЦ УВЗ - 45,5 процента; от котельных - 15,5 процента. Необходимо отметить, что в настоящее время наблюдается рост числа котельных, в том числе крышных котельных, в зонах действия централизованного теплоснабжения, в связи с чем снижается доля комбинированной выработки тепла от электростанций, ухудшаются их технико-экономические показатели, увеличивается тарифная нагрузка на оставшихся потребителей, в том числе бюджетных потребителей и населения, ухудшается экологическая обстановка в городах. Глава 13. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ К основным потребителям тепловой энергии относятся промышленный комплекс и население Свердловской области в виде отопительно-вентиляционной нагрузки, нагрузки горячего водоснабжения и технологической нагрузки промпредприятий. Наиболее крупными промышленными потребителями тепловой энергии являются Богословский алюминиевый завод (4,44 млн. Гкал/год), Уральский алюминиевый завод (2,86 млн. Гкал/год), Качканарский ГОК (0,23 млн. Гкал/год), Первоуральский новотрубный завод (0,35 млн. Гкал/год), Уралмашзавод (0,26 млн. Гкал/год). Глава 14. АНАЛИЗ НАЛИЧИЯ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ В соответствии с Федеральным законом от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении" в муниципальных образованиях в Свердловской области должны быть разработаны схемы теплоснабжения. Сводный анализ наличия выполненных схем теплоснабжения в муниципальных образованиях в Свердловской области приведен в приложении 5. Выводы: 1. В большинстве муниципальных образований в Свердловской области существуют системы централизованного теплоснабжения, преимущественно работающие по открытой схеме. 2. Сложившиеся схемы теплоснабжения требуют проведения аудита. Они не всегда оптимальны как с точки зрения гидравлических режимов, так и с точки зрения возможности выдерживания температурных графиков, часто становятся "тормозом" для нового жилищного строительства. Учет в тепловых сетях не соответствует новым (рыночным) отношениям, это ведет к повышенным коммерческим и техническим потерям. Состояние тепловых сетей часто неудовлетворительное: предельная наработка, низкое качество отключающей и секционирующей арматуры, подтопляемость каналов, низкое качество наружной теплоизоляции. 3. Необходима оптимизация схем теплоснабжения на предмет обоснованности и достаточности схем централизованного и децентрализованного теплоснабжения. Глава 15. ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА Система теплоснабжения города Екатеринбурга является крупнейшей в Свердловской области. Численность населения Екатеринбурга составляет 1411,1 тыс. человек, площадь территории - 1025 кв. км. Теплоснабжение города (объекты жилфонда и соцкультбыта) осуществляется от 102 теплоисточников, из которых 40 муниципальных и 62 ведомственных. Эти теплоисточники подают тепловую энергию на объекты жилищного фонда, социальной сферы и прочим потребителям. В городе Екатеринбурге центральным отоплением оборудовано ~ 23 млн. кв. м жилой площади (96 процентов жилого фонда города), горячим водоснабжением - 21,5 млн. кв. м жилой площади (90 процентов жилого фонда). Производительность водоподготовок для обеспечения горячего водоснабжения потребителей по схеме "открытого" водоразбора и восполнения утечек в сетях и потребительских системах 11000 куб. м/ч. Суммарная установленная мощность теплоисточников города Екатеринбурга составляет 8327 Гкал/ч, располагаемая мощность - 6800 Гкал/ч, подключенная мощность - 5422 Гкал/ч. Система централизованного теплоснабжения (СЦТ) города Екатеринбурга является крупнейшей в области. Она включает в себя пять источников теплоснабжения ОАО "ТГК-9" (Свердловскую ТЭЦ, Новосвердловскую ТЭЦ, Гурзуфскую и Кировскую котельную, котельную Академэнерго), Среднеуральскую ГРЭС ОАО "Энел ОГК-5", ТЭЦ ЕМУП "Екатеринбургэнерго" и ТЭЦ ОАО "Уралметпром". Суммарная нагрузка потребителей в зоне централизованного теплоснабжения ОАО "ТГК-9" составляет 3500 Гкал/час (66,9 процентов всей тепловой нагрузки города), потребление - около 10,5 млн. Гкал в год. Характеристика зон теплоснабжения города Екатеринбурга представлена в таблице 10 и на рисунке 14. ХАРАКТЕРИСТИКА ЗОН ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА Таблица 10 |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | Зона | Теплоисточник |Установ- |Распола- |Подклю- | Дефицит | |теплоснабжения | |ленная |гаемая |ченная | или | | | |мощность, |мощность, |нагрузка, | резерв | | | |Гкал/ч |Гкал/ч |Гкал/час |тепловой | | | | | | |мощность, | | | | | | |Гкал/час | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |ТГК-9 |Свердловская ТЭЦ | 1430 | 1070 | 850,0 | +220 | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | |Ново-Свердловская ТЭЦ | 890 | 890 | 924,8 | +35,2 | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | |Кировская котельная | 300 | 70 | | | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | |Гурзуфская котельная | 400 | 300 | 347,9 | -47,9 | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | |Среднеуральская ГРЭС | 1327 | 1114,7 | 1130,7 | -16 | | | | | | | | | |(ОАО "Энел" ОГК-5) | | | | | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | |ТЭЦ ЕМУП "Тепловые сети" | 254 | 137 | 108,5 | +28,5 | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | |ТЭЦ "Уралметпром" | 509 | 159 | 188,3 | -29,3 | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | |Котельная ЕМУП | 134 | 70 | 77,7 | -7,7 | | | | | | | | | |"Академэнерго" | | | | | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Итого по зоне ТГК-9 | 5244 | 3810,7 | 3627,9 | +182,8 | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Зона |ТЭЦ-19 ЕМУП "Академэнерго"|нет |нет | 154,40 | | |"Вторчермет" | |данных |данных | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | |ТЭЦ ОАО "УРТИ" |нет |нет | 219,27 | | | | |данных |данных | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Итого по зоне "Вторчермет" | | | 373,67 | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Зона |Котельная ОАО "Уралхиммаш"|нет |нет | 267,55 | | |"Уралхиммаш" | |данных |данных | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Итого по зоне "Уралхиммаш" | | | 267,55 | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Зона |Котельная УрФУ |нет |нет | 108,00 | | |"Сортировочный"| |данных |данных | | | |и др. локальные| | | | | | |зоны | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | |Котельная ОАО НПП "Старт" |нет |нет | 72,50 | | | | |данных |данных | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | |Котельная ООО |нет |нет | 42,38 | | | | |данных |данных | | | | |"Юг-Энергосервис" | | | | | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| | |Другие источники |нет |нет | 930,00 | | | | |данных |данных | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| |Итого по зоне "Сортировочный" и др. | | | 1152,88 | | | | | | | | |локальные зоны | | | | | | | | | | | |————————————————————————————————————————— |——————————|——————————|——————————|——————————| |ИТОГО: | 102 | 8327 | 6800 | 5422 | | | | | | | | | |———————————————|——————————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————| Рис. 14. ХАРАКТЕРИСТИКА ЗОН ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПО ПОДКЛЮЧЕННОЙ НАГРУЗКЕ ОТ ОБЩЕГО КОЛИЧЕСТВА, ПРОЦЕНТОВ Рисунок не приводится. ОБЪЕМ, СТРУКТУРА И ДИНАМИКА РЫНКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ЕКАТЕРИНБУРГА Отпуск тепловой энергии в сеть в 2011 году составил 18,1 млн. Гкал, потери тепловой энергии в сети - 1,9 млн. Гкал (таблица 11). Объем рынка тепловой энергии в городе Екатеринбурге в 2010 году в части жилищно-коммунального сектора (без учета потребления промплощадок) составил 14,5 млн. Гкал, в том числе 9,2 млн. Гкал в год (63,7 процента) жилищными организациями. СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ Таблица 11 |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | N | Наименование показателя | Единицы |2009 год |2010 год |2011 год | |п/п | |измерения | | | | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | 1. |Отпуск тепловой энергии в сеть |тыс. Гкал |17710,74 |17917,51 |18101 | | |от теплоисточников, в том числе: | | | | | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | |1) Среднеуральская ГРЭС |тыс. Гкал | 3744,45 | 3665,40 | 3532,40 | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | |2) Свердловская ТЭЦ |тыс. Гкал | 2449,20 | 2410,00 | 2445 | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | |3) Ново-Свердловская ТЭЦ |тыс. Гкал | 3119,51 | 3003,50 | 3012 | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | |4) Прочие теплоисточники |тыс. Гкал | 8397,58 | 8838,61 | 9111 | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | 2. |Потери в тепловой энергии в сети |тыс. Гкал | 1675,72 | 1648,35 | 1857,2 | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | 3. |Потери в тепловой энергии в сети |процентов | 9,46 | 9,20 | 10,26 | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | 4. |Полезный отпуск тепловой |тыс. Гкал |16035,02 |16269,16 |16243,8 | | |энергии, в том числе: | | | | | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | |1) Бюджетным потребителям |тыс. Гкал | 1690,01 | 1911,96 | 2000,4 | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | |2) Жилищным организациям и |тыс. Гкал | 9403,57 | 9226,79 | 9085,4 | | |населению | | | | | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | |3) Прочим потребителям |тыс. Гкал | 3272,52 | 3356,71 | 3367,6 | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| | |4) Собственным нуждам |тыс. Гкал | 1668,92 | 1773,70 | 1790,40 | | |теплоисточников | | | | | |—————|——————————————————————————————————|———————————|——————————|——————————|——————————| ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ Протяженность магистральных тепловых сетей города Екатеринбурга составляет 206,33 км (в двухтрубном исчислении), разводящих и квартальных - около 1400 км. В городе имеется 12 насосных станций и 33 бака-аккумулятора горячей воды с суммарным объемом 96 тыс. куб. м, а также 405 тепловых пунктов. Структура магистральных сетей (по способу прокладки): подземные - 106,03 км; надземные - 100,3 км. Средний диаметр магистральных сетей составляет 798 мм, средний диаметр разводящих и квартальных сетей - 177 мм. Примерно 41 процент всех магистральных трубопроводов эксплуатируются более 25 лет, то есть более нормативного срока. СЦТ объединяет 8 тепловых источников. Сети и оборудование ООО "Свердловская теплоснабжающая компания" - основа централизованного теплоснабжения города Екатеринбурга. Доля в теплоснабжении города - 66,9 процента. Общая подключенная тепловая нагрузка потребителей на 01.08.2010 составляет около 3500 Гкал/ч, суммарная циркуляция - 42000 тонн/час. Схема ГВС - открытая, объем подпитки системы составляет 9000 тонн/час. Карта магистральных тепловых сетей с учетом перспективной застройки представлена на рисунке 15. Рис. 15. КАРТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ С УЧЕТОМ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ЗАСТРОЙКИ Рисунок не приводится. Раздел 4. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Глава 16. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ Электроэнергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими особенностями: 1) наличие значительной доли электростанций, работающих в базовой части графика нагрузок (атомные и ТЭЦ); 2) избыточный баланс электрической энергии и мощности энергосистемы; 3) диверсифицированность генерации по топливу, позволяющая обеспечить более надежное электроснабжение потребителей; 4) практически полная зависимость Свердловской области от ввозимых энергоресурсов; 5) отсутствие централизованного электроснабжения ряда удаленных населенных пунктов на территории Свердловской области; 6) развитые межсистемные связи, обеспечивающие возможность выдачи избыточной мощности в дефицитные энергосистемы через соседние энергосистемы (Пермскую, Курганскую, Челябинскую). Глава 17. "УЗКИЕ МЕСТА" ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ "Узкое место" - элемент (группа элементов) электрической сети или энергорайон (энергоузел), для которых в определенных схемно-режимных ситуациях (далее - СРС) в целях обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима требуется ввод графиков временного отключения (далее - ГВО) потребления электрической энергии (мощности) или ограничение генерирующей мощности станций. При анализе "узких мест" энергосистемы Свердловской области рассматривались следующие схемно-режимные ситуации: 1) для зимнего периода рассматривались наиболее тяжелые нормативные возмущения (единичное аварийное отключение сетевого или генерирующего оборудования) для нормальной схемы; 2) для летнего (весеннего-осеннего) периода рассматривались наиболее тяжелые нормативные возмущения (единичное аварийное отключение сетевого или генерирующего оборудования) для нормальной и ремонтной схемы (ремонт одного сетевого элемента или одного элемента генерирующего оборудования). В 2012 году на основании анализа электроэнергетических режимов в энергосистеме Свердловской области выявлено девять "узких мест", соответствующих указанным критериям. На рисунке 16 отмечены существующие "узкие места" с указанием величины ГВО. Рис. 16. "УЗКИЕ МЕСТА" ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Рисунок не приводится. Описание "узких мест", а также рекомендуемые мероприятия по их устранению приведены в приложении 6. Ликвидация "узких мест" повысит надежность энергосистемы Свердловской области, исключит необходимость ввода ограничения режима потребления в послеаварийных схемах как в зимний, так и в летний (весенне-осенний) период во время проведения ремонтной кампании. Обосновывающие расчеты электрических режимов "узких мест" приведены в приложении 7. Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8. Глава 18. ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА Электросетевой комплекс Свердловской области характеризуется следующими проблемами: 1) значительное количество электросетевых объектов имеет высокий физический износ и требует незамедлительной реконструкции; 2) в эксплуатации остается значительное количество морально устаревших устройств РЗА, ПА, АИИСКУЭ, требуется реконструкция и модернизация общесистемных средств управления; 3) в эксплуатации остается значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, что снижает надежность энергосистемы и является негативным экологическим фактором; 4) на территории области находятся в эксплуатации ветхие линии 110 кВ и ниже и подстанции, срок эксплуатации которых превысил нормативный; 5) отмечаются пониженные уровни напряжения в послеаварийных режимах в Талицких, Артемовских и Западных электрических сетях филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" вследствие значительных протяженностей ЛЭП и отсутствия устройств компенсации реактивной мощности; 6) в муниципальном образовании "город Екатеринбург" наблюдается устойчивый рост энергопотребления, особенно в центральной части города. В то же время возможности размещения на существующих площадях новых инженерных сетей существенно ограничены. Вследствие этого происходит удорожание проектов развития электрической сети за счет применения комплектных распределительных устройств и строительства подстанций закрытого типа; 7) на территории области выявлена 141 бесхозяйных трансформаторная подстанция и 513 км распределительных сетей без надлежащего технического обслуживания, вследствие чего они ветшают и становятся неспособны нести расчетную нагрузку, не обеспечивают параметры ГОСТа по качеству электроэнергии (сверхнормативное падение напряжения и потери) и электробезопасность этих объектов; 8) имеются предприятия, владеющие непрофильными сетевыми объектами, эксплуатация которых находится на низком уровне или отсутствует, что также приводит к снижению надежности и электробезопасности объектов; 9) недостаточное финансирование реконструкции сети низкого уровня напряжения и отсутствие финансирования на поддержание сетей у мелких собственников; 10) распределенная на больших расстояниях нагрузка ведет к значительным затратам на создание условий для присоединения; 11) распределительные сети низкого напряжения находятся в собственности более 100 собственников. Многие собственники не несут ответственности за надежное электроснабжение потребителей, общая надежность и управляемость таких сетей снижается; 12) проблема оформления сервитутов на земельные участки охранных зон, доступа к территориям частной застройки, по которым проходят линии; 13) продолжительность оформления разрешительной документации на строительство новых объектов 0,4 - 10 кВ. Назрела необходимость введения упрощенной процедуры оформления разрешительной документации (акт выбора трассы, разрешение на строительство, постановление о выделении ЗУ, свидетельство о регистрации) на строительство новых объектов 0,4 - 10 кВ, что позволит ускорить процесс технологического присоединения физических и юридических лиц к электрической сети. Глава 19. ПРОБЛЕМЫ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Существуют следующие проблемы генерирующих мощностей Свердловской области: 1) высокая степень физического износа энергетического оборудования. На данный момент более 60 процентов оборудования выработало ресурс, но оно все еще используется. Низкая экономичность (КПД 34 - 35 процентов, при достигнутых уровнях КПД в странах Европы на уровне 40 процентов). Для решения данной проблемы необходимо: комплексно планировать модернизацию энергетического оборудования; выводить из эксплуатации изношенное оборудование; заменять (реконструировать) оборудование; 2) высокие удельные расходы топлива на производство электрической энергии; 3) ограничение конденсационной мощности в летний период из-за нехватки водных ресурсов; 4) исчерпание емкости существующих золоотвалов. В настоящее время проводится полномасштабный эксперимент по переводу Рефтинской ГРЭС (на блоке N 5) на систему сухого золошлакоудаления, по итогам которого будет принято решение о целесообразности дальнейшего внедрения этой технологии, с учетом решения проблемы утилизации золы; 5) экологическая проблема - низкая эффективность золоулавливающих устройств. Для решения данной проблемы необходимо осуществить следующие мероприятия: реконструкция золоулавливающих устройств; реконструкция систем газоочистки; реконструкция котлов, горелочных устройств; 6) во многих муниципальных образованиях в Свердловской области не разработаны перспективные схемы теплоснабжения. Отсутствие таких схем приводит к снижению эффективности энергоисточников (пример: неиспользование тепломагистралей ВТГРЭС, город Новоуральск, Серовская ГРЭС, город Серов). Планирование поможет определить целесообразность строительства энергетических объектов, повысить эффективность всей системы. Для решения данной проблемы необходимо законодательно утвердить разработку и пересмотр схем теплоснабжения муниципальных образований в Свердловской области один раз в 5 лет. Проблемой развития генерирующих мощностей, обеспечивающих централизованное теплоснабжение муниципальных образований в Свердловской области, является необоснованный отказ потребителей от централизованного теплоснабжения. В результате этого: ухудшаются технико-экономические показатели работы электростанции: увеличивается выработка электроэнергии по конденсационному циклу и, как следствие, повышается удельный расход условного топлива на отпущенный кВт.ч, что приводит к увеличению себестоимости электрической и тепловой энергии; меняется топливный баланс региона, так как удельные расходы топлива на отпущенную Гкал в котельных значительно выше этого показателя на ТЭЦ; происходит удорожание тарифов за тепловую энергию за счет увеличения себестоимости и значительных потерь в распределительных сетях, которые сохраняются при переводе на теплоснабжение от котельных. Потери в распределительных сетях с учетом их износа составляют от 20 до 40 процентов. Необходимо сооружение дополнительных пиковых источников тепла, обеспеченных резервным топливом из условий ограничений подачи природного газа на основные теплоисточники - ТЭЦ в максимально холодный период зимы; 7) потеря долгосрочной заинтересованности собственников тепловых сетей в эффективной эксплуатации сетей по причине перехода потребителей на локальные источники теплоснабжения. Совершенствование нормативной и законодательной базы позволит решить эту проблему; 8) отсутствие экономических стимулов для содержания мощности теплоснабжающих источников. Решением проблемы является принятие расширенных тарифов в теплоснабжении промышленных и бытовых потребителей (двухставочных тарифов); 9) в настоящее время нет мотивационного механизма для развития энергоисточников малой и средней мощности, способных работать на местных энергоресурсов (в первую очередь торфе, лесных ресурсах). Глава 20. ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ. РОСТ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ИЗНОС ОСНОВНЫХ ФОНДОВ Износ объектов инженерной инфраструктуры выходит за допустимые пределы и приближается к критическому уровню 60 процентов, при котором резко растет аварийность инженерных сетей и оборудования. Так, за последние 10 лет износ основных фондов вырос в 2 раза, в коммунальном хозяйстве достиг 50 процентов, аварийность при этом значительно увеличилась. На рисунке 17 показано количество повреждений в магистральных тепловых сетях по городам присутствия ООО "СТК", включая 2011 год (по области и Екатеринбургу). Рис. 17. КОЛИЧЕСТВО ПОВРЕЖДЕНИЙ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ОБОСОБЛЕННОГО ПОДРАЗДЕЛЕНИЯ "СВЕРДЛОВСКИЕ ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ" ООО "СТК" Рисунок не приводится. Резкое увеличение числа повреждений в отопительном сезоне 2006 - 2007 года и последующих происходит вследствие массового окончания нормативного срока эксплуатации теплотрасс. В межотопительный период 2012 года произошло 371 повреждение, что значительно больше числа повреждений прошлых лет из-за увеличения числа испытаний трубопроводов с 6 в 2009 году до 8 в последующие годы. СНИЖЕНИЕ КАЧЕСТВА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ Несмотря на формальное обеспечение существующих тепловых нагрузок потребителей, имеет место невыполнение качественных параметров тепловой энергии - температуры в подающем трубопроводе. Температурный дискомфорт в помещениях компенсируется за счет включения электронагревателей, что ведет к перегрузке и высокой аварийности в электросетях. Наличие "температурных срезок" в утвержденных температурных графиках по основным тепловым источникам системы при температуре наружного воздуха ниже -18 град. C является следствием дефицита тепловой мощности и недостаточного количества пиковых источников тепла. Это приводит к снижению температуры в помещениях потребителей при расчетных температурах наружного воздуха. В таблице 12 приведены основные проблемы в системе теплоснабжения в Свердловской области. ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Таблица 12 |—————————————————|————————————————————————————|————————————————————————————————| | Проблема | Описание проявлений | Причина | |—————————————————|————————————————————————————|————————————————————————————————| | 1 | 2 | 3 | |—————————————————|————————————————————————————|————————————————————————————————| |Надежность |1) значительное увеличение |1) окончание нормативного | | |числа повреждений |срока эксплуатации более | | |теплосетей; |40 процентов теплотрасс; | | |2) увеличение числа |2) 99 процентов повреждений | | |случаев нанесения вреда |теплотрасс происходит | | |здоровью третьих лиц и |в результате наружной | | |повреждения имущества |коррозии; | | |третьих лиц |3) большая часть конструкций | | | |тепловых сетей города | | | |не обеспечивает надежной | | | |защиты трубопровода | | | |при воздействии внешней среды; | | | |4) неэффективность | | | |существующей ливневой | | | |канализации и дренажных систем | |—————————————————|————————————————————————————|————————————————————————————————| |Качество |1) ухудшение качества ГВС |1) проведение гидроиспытаний, | | |(температура, |при которых необходимо | | |органолептические |снижение температуры | | |параметры) |подпиточной воды | | |в межотопительный период, |до 40 градусов; | | |периоды запуска отопления, |2) открытый водоразбор ГВС | | |начала циркуляции |в летний период по одному | | |внутридомовых систем; |трубопроводу; | | |2) недогрев теплоносителя |3) дефицит тепловой мощности и | | |для потребителей |недостаток пиковых источников | | |при температурах |тепла для покрытия нагрузок | | |наружного воздуха |во всем диапазоне температур | | |от минус 20 град. C и ниже |наружного воздуха; | | | |4) отсутствие систем | | | |рециркуляции во многих домах | | | |города, низкое качество | | | |изоляции внутридомовых систем | |—————————————————|————————————————————————————|————————————————————————————————| |Организационно- |1) уровень собираемости |1) низкая платежная дисциплина | |финансовые |денежных средств |ТСЖ, управляющих компаний и | | |по управляющим компаниям |прочих жилищных организаций | | |(97,8 процента), ТСЖ и | | | |прочим жилищным | | | |организациям | | | |(95,1 процента) ниже | | | |среднего уровня по городу, | | | |при этом доля потребления | | | |жилищными организациями | | | |составляет 67 процентов | | | |от объема рынка | | | |тепловой энергии | | | |в городе Екатеринбурге | | |—————————————————|————————————————————————————|————————————————————————————————| |Обеспечение |1) с учетом выданных |1) неразвитая система | |развития города |технических условий |транспортировки тепловой | | |на подключение к системе |энергии, низкая пропускная | | |централизованного |способность тепловых сетей, | | |теплоснабжения новых |недостаточная располагаемая | | |объектов дефицит |мощность ряда теплоисточников | | |составляет 131 Гкал/час | | |—————————————————|————————————————————————————|————————————————————————————————| Глава 21. ОСОБЕННОСТИ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Свердловская область зависит от возможностей приема энергетического топлива из других регионов, в том числе из Казахстана. В период 1980 - 1990 годов произошел перевод значительного объема генерирующих мощностей, работавших на угле, на сжигание газа. Этому способствовали рост добычи газа в Тюменской области, ограничение по провозным способностям железных дорог и специальный режим ценообразования на газ для нужд электроэнергетики. Таким образом, сформировалась долговременная тенденция к повышению роли природного газа. Однако наличие в Свердловской области крупнейшей угольной электростанции в стране Рефтинской ГРЭС обусловило долю угля в топливном балансе области гораздо более высокую, чем по стране в целом. Учитывая, что через Свердловскую область проходят головные участки магистральных газопроводов, а уголь является дальнепривозным, целесообразно сохранить в топливном балансе ее электростанций весомую долю газа. Наиболее крупные риски по обеспечению топливом связаны с дальностью перевозок Экибастузского угля. Кроме угля и газа для Свердловской области важна перспектива развития атомной энергетики, а также создание генерирующих мощностей на торфе. Использование торфа целесообразно в первую очередь для малой и распределенной генерации. Формирование перспективной структуры энергетического топлива должно сопровождаться минимизацией затрат на его получение, особенно в части угля, диверсификацией, использованием новых возможностей малой и распределенной генерации, энергетических технологий на торфе и других возобновляемых ресурсах и оптимизацией энергетических режимов. В Свердловской области наблюдается устойчивый тренд снижения производства (потребления) тепловой энергии, одной из причин которого является снижение потребления населением, на долю которого приходится около 35 процентов от общей величины распределенного ресурса. Положительное изменение потребления теплоэнергии населением может быть объяснено постепенным осуществлением энергосберегающих мероприятий в жилищном секторе, а именно: введение средств учета и автоматизации с возможностью регулирования подачи тепла, применение новых энергоэффективных технологий строительства, увеличение числа вводимых жилых домов, использующих альтернативные источники теплоснабжения и другие. Глава 22. ВЛИЯНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ НА ЗАГРЯЗНЕНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Решение проблем негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду в Свердловской области актуально. Например, Рефтинская ГРЭС рассматривается в настоящее время как крупнейший в регионе загрязнитель, который наряду с выбросами оксидов углерода, азота и серы в атмосферу, а при переходе на систему сухого золоудаления будет образовывать ежегодно 5,4 млн. т твердых остатков в виде сухой золы, возможность утилизации которой оценивается в объеме от 1 до 2 млн. тонн в год. Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий энергетики, а также их вклад в суммарный выброс по Свердловской области показаны в таблице 13 и на рисунках 18 и 19. Динамика сбросов загрязненных сточных вод от предприятий энергетики и их вклад в суммарный сброс по Свердловской области показаны в таблице 14. Динамика водоотведения загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты Свердловской области и вклад водоотведения загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты в 2012 году предприятиями энергетики показаны на рисунках 20 и 21. Динамика обращения с отходами на предприятиях энергетики по Свердловской области и вклад предприятий энергетики в общий объем размещения отходов показаны в таблице 15 и на рисунках 18 и 19. ДИНАМИКА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ВКЛАД В СУММАРНЫЙ ВЫБРОС ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ТЫС. Т/ГОД Таблица 13 |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | N | Наименование предприятия | 2007 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | |п/п | | год | год | год | год | год | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | 1. |Филиал "Рефтинская ГРЭС" | 306,2 | 313,7 | 387,8 | 305,0 | 317,3 | | |ОАО "Энел ОГК-5" | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | 2. |Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" | 35,1 | 39,8 | 41,9 | 42,4 | 41,3 | | |ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | 3. |Филиал "Среднеуральская ГРЭС" | 8,6 | 7,5 | 7,5 | 8,0 | 7,8 | | |ОАО "Энел ОГК-5" | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | 4. |Филиал ОАО "ОГК-2" - | 35,7 | 35,9 | 36,3 | 37,7 | 35,2 | | |Серовская ГРЭС | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | 5. |Богословская ТЭЦ | 19,4 | 17,6 | 14,3 | 17,7 | 18,2 | | |(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | 6. |Нижнетуринская ГРЭС | 14,3 | 13,8 | 13,2 | 12,0 | 11,3 | | |(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | 7. |Красногорская ТЭЦ | 22,0 | 21,2 | 21,4 | 19,9 | 17,1 | | |(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | 8. |Ново-Свердловская ТЭЦ | 5,5 | 6,2 | 5,9 | 5,8 | 5,8 | | |(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | 9. |Свердловская ТЭЦ | 0,9 | 1,3 | 1,2 | 1,0 | 1,0 | | |(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| |10. |Первоуральская ТЭЦ | 0,8 | 0,7 | 0,8 | 0,85 | 0,7 | | |(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| |11. |Верхотурская ГЭС | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | | |(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9") | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| |12. |Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" | 0,6 | 0,6 | 0,8 | 0,5 | 0,8 | | |"Белоярская Атомная Станция" | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | |Всего | 451,0 | 459,3 | 531,8 | 451,2 | 456,5 | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | |Всего по области |1255,1 |1163,8 |1195,9 |1103,1 |1128,8 | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| | |Вклад данных предприятий | 35,9 | 39,5 | 44,5 | 40,9 | 40,4 | | |в суммарный выброс по области, % | | | | | | |—————|————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————| Рис. 18. ДИНАМИКА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ (ТЫС. Т) Рисунок не приводится. Рис. 19. ВКЛАД ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ В СУММАРНЫЙ ВЫБРОС ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ТЫС. Т) Рисунок не приводится. ДИНАМИКА СБРОСОВ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ВКЛАД В СУММАРНЫЙ СБРОС ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ Таблица 14 |—————|————————————————————|———————————————————————————————————— |———————————————————————————————————— |—————————————————| | N | Наименование | Объем сброса загрязненных | Масса сброса загрязняющих | Примечание | |п/п | электростанции | сточных вод, млн. м куб | веществ, тыс. тонн | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | | | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | | | | | год | год | год | год | год | год | год | год | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | 1. |Филиал "Рефтинская | 29,050 | 28,660 | 19,890 | 22,640 | 5,822 | 5,320 | 7,660 | 10,830 | | | |ГРЭС" ОАО | | | | | | | | | | | |"Энел ОГК-5" | | | | | | | | | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | 2. |филиал | 6,070 | 6,500 | 6,100 | 6,100 | 3,925 | 4,930 | 2,490 | 3,890 | | | |"Верхнетагильская | | | | | | | | | | | |ГРЭС" - | | | | | | | | | | | |ОАО "ИНТЕР РАО - | | | | | | | | | | | |Электрогенерация" | | | | | | | | | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | 3. |филиал | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,326 | 0,360 | 0,330 | 0,660 |сбрасывают | | |"Среднеуральская | | | | | | | | |нормативно- | | |ГРЭС" ОАО | | | | | | | | |очищенные и | | |"Энел ОГК-5" | | | | | | | | |нормативно- | | | | | | | | | | | |чистые воды | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | 4. |Филиал | 0,046 | 0,030 | 0,040 | 0,030 | 0,145 | 0,118 | 0,470 | 0,930 |сбрасывают | | |ОАО "ОГК-2" - | | | | | | | | |нормативно- | | |Серовская ГРЭС | | | | | | | | |очищенные и | | | | | | | | | | | |нормативно- | | | | | | | | | | | |чистые воды | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | 5. |Богословская ТЭЦ | 0,000 | 0,470 | 0,950 | 0,470 | 0,000 | 0,483 | 0,970 | 0,480 | | | |(Свердловский | | | | | | | | | | | |филиал | | | | | | | | | | | |ОАО "ТГК-9") | | | | | | | | | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | 6. |Нижнетуринская | 2,218 | 2,160 | 2,220 | 2,830 | 0,019 | 0,017 | 0,012 | 0,011 | | | |ГРЭС (Свердловский | | | | | | | | | | | |филиал | | | | | | | | | | | |ОАО "ТГК-9") | | | | | | | | | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | 7. |Красногорская ТЭЦ | 0,000 | 0,095 | 0,000 | 0,000 | 0,002 | 0,002 | 0,002 | 0,001 |сбрасывают | | |(Свердловский | | | | | | | | |нормативно- | | |филиал | | | | | | | | |чистые воды | | |ОАО "ТГК-9") | | | | | | | | |(0,09 млн. | | | | | | | | | | | |м куб.) | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | 8. |Ново-Свердловская | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,400 | 0,470 | 0,400 | 0,380 |сбрасывают | | |ТЭЦ (Свердловский | | | | | | | | |нормативно- | | |филиал | | | | | | | | |чистые воды | | |ОАО "ТГК-9") | | | | | | | | | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | 9. |Свердловская ТЭЦ | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 |сброс сточных | | |(Свердловский | | | | | | | | |вод | | |филиал | | | | | | | | |не осуществляют | | |ОАО "ТГК-9") | | | | | | | | | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| |10. |Первоуральская ТЭЦ | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 |сброс сточных | | |(Свердловский | | | | | | | | |вод | | |филиал | | | | | | | | |не осуществляют | | |ОАО "ТГК-9") | | | | | | | | | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| |11. |Качканарская ТЭЦ | 0,033 | 0,003 | 0,030 | 0,040 | 0,003 | 0,003 | 0,005 | 0,006 | | | |(Свердловский | | | | | | | | | | | |филиал | | | | | | | | | | | |ОАО "ТГК-9") | | | | | | | | | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| |12. |Верхотурская ГЭС | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | | | |(Свердловский | | | | | | | | | | | |филиал | | | | | | | | | | | |ОАО "ТГК-9") | | | | | | | | | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| |13. |Режевская ГТ ТЭЦ | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 |сброс сточных | | | | | | | | | | | |вод | | | | | | | | | | | |не осуществляют | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| |14. |ТЭЦ ОАО "МК | | | | | | | | |информация | | |"Уралметпром" | | | | | | | | |отдельно по ТЭЦ | | | | | | | | | | | |отсутствует, | | | | | | | | | | | |только в целом | | | | | | | | | | | |по предприятию | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| |15. |ТЭЦ НТМК | | | | | | | | |информация | | | | | | | | | | | |отдельно по ТЭЦ | | | | | | | | | | | |отсутствует, | | | | | | | | | | | |только в целом | | | | | | | | | | | |по предприятию | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| |16. |ТЭЦ УВЗ | | | | | | | | |информация | | | | | | | | | | | |отдельно по ТЭЦ | | | | | | | | | | | |отсутствует, | | | | | | | | | | | |только в целом | | | | | | | | | | | |по предприятию | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| |17. |ТЭЦ УТМЗ | | | | | | | | |информация | | | | | | | | | | | |отдельно по ТЭЦ | | | | | | | | | | | |отсутствует, | | | | | | | | | | | |только в целом | | | | | | | | | | | |по предприятию | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| |18. |Филиал ОАО | 0,371 | 0,347 | 0,312 | 0,340 | 0,541 | 0,540 | 0,390 | 0,370 | | | |"Концерн | | | | | | | | | | | |Росэнергоатом" | | | | | | | | | | | |"Белоярская АЭС" | | | | | | | | | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| |19. |Екатеринбургская | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 0,000 |сброс сточных | | |ГТ ТЭЦ | | | | | | | | |вод | | | | | | | | | | | |не осуществляют | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | |ИТОГО | 37,788 | 38,265 | 29,542 | 32,450 | 11,183 | 12,243 | 12,729 | 17,558 | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | |Всего |780,32 |763,42 |771,34 |712,28 |472,3 |473 |491,2 |479,9 | | | |по Свердловской | | | | | | | | | | | |области | | | | | | | | | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| | |Доля, проценты | 4,8 | 5,0 | 3,8 | 4,6 | 2,4 | 2,6 | 2,6 | 3,7 | | |—————|————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————————————| Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Ноябрь
|
