Указ Губернатора Свердловской области от 29.07.2016 № 442-уг

Прогнозный баланс мощности по Свердловской энергосистеме приведен в таблице 29.

Таблица 29

ПРОГНОЗНЫЙ БАЛАНС МОЩНОСТИ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Наименование показателя	2015 год отчет	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Собственный максимум, МВт	6323,0	6423,0	6449,0	6470,0	6481,0	6500,0	6516,0
Покрытие (установленная мощность), МВт	10712,9	10882,9	11049,9	10661,9	10661,9	10661,9	10661,9
в том числе:
АЭС	1480	1480	1480	1480	1480	1480	1480
ГЭС	7	7	7	7	7	7	7
ТЭС	9225,9	9395,9	9562,9	9174,9	9174,9	9174,9	9174,9

Как и до 2016 года, энергосистема Свердловской области до 2021 года останется избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. Наличие дополнительной резервной мощности может служить базой для реализации генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования, а также для надежного функционирования энергосистемы в условиях формирующегося конкурентного рынка мощности и электрической энергии.

Глава 30. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Свердловской области в период 2017 - 2021 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на повышение эффективности функционирования энергосистемы:

обеспечение выдачи мощности новых и расширяемых электростанций;

обеспечение внешнего электроснабжения новых потребителей;

выполнение мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений;

обновление электросетевого оборудования, связанное с физическим и моральным старением основных фондов и необходимостью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период 2017 - 2021 годов сформированы на основе: анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в Свердловской энергосистеме на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС Урала, энергосистемы Свердловской области, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, а также на основе рекомендаций и предложений Филиала ОАО "СО ЕЭС" Свердловского РДУ, филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", АО "Облкоммунэнерго".

При определении объемов вводов объектов электросетевого хозяйства напряжением 220 кВ и выше на период до 2021 года за основу приняты материалы схемы и программы развития ЕЭС России на 2016 - 2022 годы.

В период 2017 - 2021 годов для решения поставленных задач выделяются следующие четыре основных направления развития электрических сетей 110 кВ и выше Свердловской энергосистемы:

электросетевое строительство (реконструкция), необходимое для обеспечения выдачи мощности строящихся и расширяемых электростанций;

электросетевое строительство (реконструкция), необходимое для подключения потребителей;

исключение необходимости ввода ГАО в энергорайонах, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений;

реконструкция объектов электросетевого хозяйства.

Электросетевое строительство (реконструкция), необходимое для обеспечения выдачи мощности строящихся и расширяемых электростанций.

До 2021 года планируется сооружение нескольких объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих выдачу мощности следующих электростанций (приведены электростанции с высокой вероятностью реализации):

Академическая ТЭЦ.

Ввод в эксплуатацию в 2016 году ПГУ-200 Академической ТЭЦ предполагает следующее сетевое строительство:

строительство шлейфового захода ВЛ 110 кВ Петрищевская - Южная с отпайкой на ПС Овощная в новое КРУЭ 110 кВ ТЭЦ Академическая с образованием КВЛ 110 кВ Академическая ТЭЦ - Южная I цепь с отпайкой на ПС Овощная и КВЛ 110 кВ Академическая ТЭЦ - Петрищевская;

строительство шлейфового захода ВЛ 110 кВ Академическая - Южная с отпайкой на ПС Овощная в новое КРУЭ 110 кВ Академическая ТЭЦ с образованием КВЛ 110 кВ Академическая ТЭЦ - Южная II цепь с отпайкой на ПС Овощная и КВЛ 110 кВ Академическая ТЭЦ - Академическая.

Также для обеспечения выдачи мощности предполагается ввод в эксплуатацию новых устройств РЗА.

Верхнетагильская ГРЭС.

Ввод в эксплуатацию в 2017 году ПГУ-420 Верхнетагильской ГРЭС не предполагает дополнительного электросетевого строительства (ввод в работу АТ на связи систем шин 220/110 кВ Верхнетагильской ГРЭС выполнен в 2015 году).

Для обеспечения выдачи мощности энергоблока ПГУ-420 Верхнетагильской ГРЭС предполагается модернизация ряда существующих устройств РЗА, а также ввод в работу новых.

Развитие сетевого комплекса, связанного с технологическим присоединением новых и существующих потребителей.

В период до 2021 года намечается строительство (реконструкция) следующих электросетевых объектов.

Электроснабжение потребителей города Екатеринбурга:

строительство ПС 220 кВ Надежда с заходами ВЛ 220 и 110 кВ.

В соответствии с информацией филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Урала, направленной для разработки схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2017 - 2021 годы и на перспективу до 2026 года (Письмо от 24.02.2016 N М4/6/359), ввод в работу ПС 220 кВ Надежда с заходами ВЛ 220 кВ планируется в 2018 - 2019 годах.

Электроснабжение новых мощностей ОАО "Уральский трубный завод":

строительство ПС 220 кВ Уралтрубпром с ВЛ 220 кВ Емелино-Уралтрубпром 1(2).

Электроснабжение новых производственных мощностей ООО "Белокаменные копи":

строительство ПС 110 кВ Копи с отпайкой от ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская.

Реализация технологического присоединения для электроснабжения потребителей ОАО "Первоуральский новотрубный завод":

сооружение шлейфовых заходов на ПС 220 кВ Трубная от ВЛ 220 кВ Среднеуральская ГРЭС - Первоуральская I цепь с отпайкой на ПС Трубная.

Реализация технологического присоединения для электроснабжения потребителей ООО "Энергоресурс":

замена на ПС 500 кВ Южная ошиновки на ВЛ 110 кВ Полевская - Южная с отпайками, выполненной проводом марки АС-95/27 на провод марки не менее АС-150 или аналогичный по ДТН;

установка на ПС 500 кВ Южная АОПО ВЛ 110 кВ Гвоздика - Южная с отпайками и ВЛ 110 кВ Полевская - Южная с отпайками с действием по каналам УПАСК на ОН ПС 110 кВ Техноград.

Реализация технологического присоединения для электроснабжения потребителей ООО "ПроЛайм":

установка на ПС 220 кВ Первоуральская АОПО ВЛ 110 кВ Дидино - Первоуральская и ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская с отпайками с действием по каналам УПАСК на ОН ПС 110 кВ Михайловская.

Реализация технологического присоединения для электроснабжения потребителей ООО "Газпромцентрремонт":

реконструкция ВЛ 110 кВ Нижнетуринская ГРЭС - Красноуральск с отпайками со строительством отпайки до ПС 110 кВ Актай.

Выполнение мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений.

Выполнение указанных мероприятий повысит надежность и пропускную способность электрических сетей 110 кВ и выше, исключит необходимость ввода ГАО в различных схемно-режимных ситуациях. Подробное описание мероприятий, необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, приведено в главе 18.

Реконструкция объектов электросетевого хозяйства.

Реконструкция и замена токоограничивающего оборудования на ВЛ 110 кВ транзита 110 кВ Асбест - Знаменская - Сухой Лог.

При аварийном отключении из нормальной схемы электрической сети ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС - Сирень в зимний максимум нагрузок 2017 - 2021 годов имеет место перегрузка ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская, ВЛ 110 кВ 238 км - Сухой Лог на величину, превышающую АДТН указанных ВЛ. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская, ВЛ 110 кВ 238 км - Сухой Лог ожидается в 2020 году и составит 103 процента и 101 процент от ДДТН соответственно.

Ограничивающими элементами являются провод ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская, ВЛ 110 кВ 238 км - Сухой Лог и ошиновка указанных ВЛ на ПС 110 кВ 238 км, выполненные проводом АС-120. Для ликвидации перегрузки необходимо выполнить замену провода ВЛ 110 кВ и ошиновки на ПС 110 кВ 238 км на провод АС-240.

Реконструкция ПС 35 кВ Нива (надстройка 110 кВ) с реконструкцией ПС 35 кВ Полевая. Реконструкция ВЛ 35 кВ Нива - Шпагатная с переводом на 110 кВ.

В период зимних максимальных нагрузок единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Шпагатная приводит к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Шпагатная на 72 процента от Sном, Sрасч = 23,72 МВА, Sном = 16 МВА (согласно ПТЭ допустимо не более 20 минут). Для исключения перегрузки трансформатора требуется выполнить перевод нагрузки ПС 35 кВ БИЗ на питание от ПС 110 кВ Ключи, а также ввод ГАО на величину 6 МВт.

До 2021 года заявленный объем нагрузки по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемый к ПС 110 кВ Шпагатная, составит 5,63 МВт. В связи с этим нагрузка ПС увеличится с 23,72 МВА до 29,32 МВА.

С учетом перспективного роста нагрузки к 2021 году единичное аварийное отключение одного из силовых трансформаторов приведет к перегрузке оставшегося в работе силового трансформатора на 83 процента от Sном (согласно ПТЭ допустимо не более 10 минут). Для исключения перегрузки трансформатора требуется выполнить перевод нагрузки ПС 35 кВ БИЗ на питание от ПС 110 кВ Ключи, а также ввод ГАО на величину 11,6 МВт.

В период зимних максимальных нагрузок 2015 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 35 кВ Нива приводило к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Нива на 55 процентов от Sном, Sрасч = 8,7 МВА, Sном = 5,6 МВА (согласно ПТЭ допустимо не более 45 минут). Для исключения перегрузки требуется ввод ГАО на величину 3,1 МВт.

Для исключения ввода ГАО в рассматриваемых схемах требуется реконструкция ПС 35 кВ Нива с переводом на напряжение 110 кВ и установкой трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА в 2017 году. Для присоединения ПС 110 кВ Нива к электрической сети выполняется перевод нагрузки ПС 110 кВ Шпагатная и реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с переводом на напряжение 110 кВ и подключением ответвлением от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши.

Реконструкция ПС 110 кВ Горный Щит с заменой трансформаторов мощностью 2 x 16 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 40 МВА.

В период зимних максимальных нагрузок единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Горный Щит приводит к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Горный Щит на 10,52 процента от Sном, Sрасч = 17,69 МВА, Sном = 16 МВА (допустимая аварийная перегрузка при температуре охлаждающего воздуха -10 градусов в соответствии с данными СТО-56947007-29.180.01.116-2012 составляет 60 процентов на 4 - 24 часа).

До 2021 года заявленный объем нагрузки по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемый к ПС 110 кВ Горный Щит, составит 18,2 МВт. В связи с этим нагрузка ПС увеличится с 17,69 МВА до 26,8 МВА.

С учетом перспективного роста нагрузки к 2021 году единичное аварийное отключение одного из силовых трансформаторов приведет к перегрузке оставшегося в работе силового трансформатора на 67 процентов от Sном (допустимая аварийная перегрузка при температуре охлаждающего воздуха -10 градусов в соответствии с данными СТО-56947007-29.180.01.116-2012 составляет 70 процентов на 2 часа). По данным ОАО "ЕЭСК" перевод нагрузки ПС 110 кВ Горный Щит по сети 10 кВ невозможен. Для исключения недопустимой перегрузки трансформатора потребуется ввод ГАО на величину 10,8 МВт.

Для исключения ввода ГАО в рассматриваемых схемах требуется реконструкция ПС 110 кВ Горный Щит с заменой трансформаторов мощностью 2 x 16 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 40 МВА.

Реконструкция ПС 110 кВ Свердловская с заменой трансформаторов 31,5 МВА и 63 МВА на трансформаторы 40 МВА.

Выполнение комплексной реконструкции ПС 110 кВ Свердловская с полной заменой оборудования 10 - 35 - 110 кВ и трансформаторов на 2 x 40 МВА (вместо Т-1 - 31,5 МВА, Т-2 - 63 МВА) необходимо в связи со значительным износом основного электротехнического оборудования, многократного превышения нормативных сроков эксплуатации (год ввода в эксплуатацию ПС - 1933) и несоответствием отключающей способности выключателей 110 кВ расчетным токам короткого замыкания.

Реконструкция ПС 110 кВ Свобода с установкой второго трансформатора 10 МВА.

Реконструкция ПС 110 кВ Свобода с установкой второго трансформатора 10 МВА и секции КРУ 10 кВ необходима в целях приведения схемы электроснабжения потребителей, относящихся ко второй категории надежности, в соответствие с требованиями действующей нормативно-технической документации. На 01 января 2016 года нагрузка потребителей в размере 2,3 МВт присоединена к однотрансформаторной ПС 110 кВ Свобода. Обеспечение второго источника питания для новых потребителей по электрическим сетям 10 кВ возможно через ЛЭП 10 кВ, отходящих от однотрансформаторной ПС 110 кВ Сысерть. Загрузка Т-1 ПС 110 кВ Сысерть с учетом имеющихся договоров на технологическое присоединение достигает номинального значения. Таким образом, при проведении ремонтных работ на ПС 110 кВ Свобода токовая нагрузка Т-1 ПС 110 кВ Сысерть превысит длительно допустимую (105 процентов от номинальной) и потребует ограничения вновь присоединяемых потребителей.

Для обеспечения технологического присоединения новых и действующих потребителей к ПС 110 кВ Свобода необходима реконструкция ПС с установкой второго трансформатора и секции КРУ 10 кВ.

Реконструкция ПС 110 кВ Мирная с заменой существующего трансформатора 25 МВА на два трансформатора по 10 МВА.

В рамках реконструкции ПС 110 кВ Мирная предусматривается замена существующего трансформатора 25 МВА на два трансформатора по 10 МВА с целью приведения схемы электроснабжения потребителей, относящихся ко второй категории надежности, с максимальной мощностью энергопринимающих устройств 3,6 МВт, присоединенных к однотрансформаторной ПС, в соответствие с действующими нормативными требованиями. В связи с техническим состоянием электрической сети 10 кВ проведение ремонтных работ невозможно без длительного отключения потребителей. Кроме того, на ПС 110 кВ Мирная установлен Т-1 мощностью 25 МВА, загрузка которого составляет 3 - 7 процентов от номинального значения. С учетом вышеизложенного в целях обеспечения соответствия категории надежности существующих потребителей, а также для рационального использования установленной мощности и оптимизации общих затрат филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" на реконструкцию электросетевых объектов проектом "Реконструкция ПС 110/10 кВ "Мирная" предусматривается осуществление замены существующего трансформатора 25 МВА на два трансформатора по 10 МВА, которые установлены на ПС 110 кВ Кадниковская.

Реконструкция ПС 110 кВ Тугулым с заменой трансформатора Т1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.

В период зимних максимальных нагрузок единичное аварийное отключение Т-2 ПС 110 кВ Тугулым (мощностью 10 МВА) приводит к перегрузке Т-1 ПС 110 кВ Тугулым на 52 процента от Sном, Sрасч = 9,06 МВА, Sном = 6,3 МВА (согласно ПТЭ допустимо не более 45 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания, по данным эксплуатирующей организации, невозможен. Для исключения перегрузки требуется ввод ГАО на величину 2,76 МВт.

До 2021 года заявленный объем нагрузки по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемый к ПС 110 кВ Тугулым, составит 0,73 МВт. В связи с этим нагрузка ПС увеличится с 9,06 МВА до 9,45 МВА.

С учетом перспективного роста нагрузки к 2021 году единичное аварийное отключение Т2 мощностью 10 МВА приведет к перегрузке оставшегося в работе силового Т1 мощностью 6,3 МВА на 50 процентов от Sном (согласно ПТЭ допустимо не более 45 минут). Для исключения недопустимой перегрузки трансформатора потребуется ввод ГАО на величину 3,15 МВт.

Для исключения ввода ГАО необходимо выполнить замену на ПС 110 кВ Тугулым существующего трансформатора мощностью Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.

Реконструкция ПС 110 кВ Полевская с заменой двух трансформаторов мощностью 15 МВА и одного трансформатора мощностью 16 МВА на трансформаторы 2 x 40 МВА.

Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Полевская с заменой существующих Т-1, 2, 3 на новые Т-1, 2 мощностью 2 x 40 МВА выполняется в связи со значительным износом основного электротехнического оборудования, срок эксплуатации которого многократно превышает нормативные сроки (год ввода в эксплуатацию ПС - 1934), несоответствием отключающей способности выключателей 110 кВ расчетным токам короткого замыкания, необходимостью присоединения потребителей с максимальной нагрузкой, достигающей 30 МВт (по заключенным договорам на технологическое присоединение).

Реконструкция ПС 110 кВ Марковская с заменой трансформаторов мощностью 2 x 25 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 40 МВА.

В период зимних максимальных нагрузок единичное аварийное отключение Т-1(2) ПС 110 кВ Марковская не приводит к необходимости ввода ГАО с учетом выполнения режимных мероприятий.

До 2021 года заявленный объем нагрузки по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемый к ПС 110 кВ Марковская, составит 11,71 МВт. В связи с этим нагрузка ПС увеличится с 30,2 МВА до 39,27 МВА.

С учетом перспективного роста нагрузки в 2021 году единичное аварийное отключение одного из силовых трансформаторов приведет к перегрузке оставшегося в работе силового трансформатора на 41 процент от Sном (согласно ПТЭ допустимо не более 80 минут). Для исключения недопустимой перегрузки трансформатора потребуется ввод ГАО на величину 5 МВт.

Для исключения ввода ГАО необходимо выполнить замену на ПС 110 кВ Марковская существующих трансформаторов мощностью 2 x 25 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 40 МВА с приведением оборудования ПС в соответствие трансформаторной мощности.

Реконструкция ПС 110 кВ Кадниковская с заменой трансформаторов мощностью 2 x 10 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 25 МВА.

В период зимних максимальных нагрузок единичное аварийное отключение Т-1(2) ПС 110 кВ Кадниковская не приводит к необходимости ввода ГАО.

До 2021 года заявленный объем нагрузки по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемый к ПС 110 кВ Кадниковская, составит 14,79 МВт. В связи с этим нагрузка ПС увеличится с 9,88 МВА до 18,14 МВА.

С учетом перспективного роста нагрузки к 2021 году единичное аварийное отключение одного из силовых трансформаторов приведет к перегрузке оставшегося в работе силового трансформатора на 81 процент от Sном (согласно ПТЭ допустимо не более 10 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания по данным эксплуатирующей организации невозможен. Для исключения недопустимой перегрузки трансформатора потребуется ввод ГАО на величину 8,14 МВт.

Для исключения ввода ГАО необходимо выполнить замену на ПС 110 кВ Кадниковская существующих трансформаторов мощностью 2 x 10 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 25 МВА с приведением оборудования ПС в соответствие с трансформаторной мощностью.

Реконструкция ПС 110 кВ Среднеуральская с заменой трансформаторов мощностью 2 x 10 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА.

В период зимних максимальных нагрузок единичное аварийное отключение Т-1(2) ПС 110 кВ Среднеуральская не приводит к необходимости ввода ГАО.

До 2021 года заявленный объем нагрузки по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемый к ПС 110 кВ Среднеуральская, составит 5,6 МВт. В связи с этим нагрузка ПС увеличится с 10,78 МВА до 14,6 МВА.

С учетом перспективного роста нагрузки к 2021 году единичное аварийное отключение одного из силовых трансформаторов приведет к перегрузке оставшегося в работе силового трансформатора на 46 процентов от Sном (согласно ПТЭ допустимо не более 45 минут). Перевод нагрузки на другие центры питания по данным эксплуатирующей организации невозможен. Для исключения недопустимой перегрузки трансформатора потребуется ввод ГАО на величину 4,6 МВт.

Для исключения ввода ГАО необходимо выполнить замену на ПС 110 кВ Среднеуральская существующих трансформаторов мощностью 2 x 10 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА с приведением оборудования ПС в соответствие трансформаторной мощности.

Реконструкция ПС 35 кВ Верхняя Сысерть с установкой второго трансформатора мощностью 2 x 16 МВА.

В период зимних максимальных нагрузок:

единичное аварийное отключение ВЛ 35 кВ Полевская - Верхняя Сысерть приводит к перегрузке ВЛ 35 кВ Верхняя Сысерть - Гидромаш на 55 процентов от Iддтн, Iрасч = 233 А, Iддтн = 150 А (ограничивающий элемент - ТТ на ПС 110 кВ Гидромаш);

единичное аварийное отключение ВЛ 35 кВ Верхняя Сысерть - Гидромаш приводит к перегрузке ВЛ 35 кВ Полевская - Верхняя Сысерть на 58 процентов от Iддтн, Iрасч = 316 А, Iддтн = 200 А (ограничивающий элемент - ТТ на ПС 110 кВ Полевская), при этом наблюдается недопустимое снижение напряжения на ПС 35 кВ Щелкун;

единичное аварийное отключение ВЛ 35 кВ Полевская - Верхняя Сысерть приводит к перегрузке Т-1 ПС 110 кВ Гидромаш на 29 процентов от Iном, Iрасч = 104 А, Iном = 80 А (согласно ПТЭ допустимо не более 120 минут);

единичное аварийное отключение ВЛ 35 кВ Верхняя Сысерть - Гидромаш приводит к перегрузке Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Полевская на 32 процента от Iном, Iрасч = 106 А, Iном = 80 А (согласно ПТЭ допустимо не более 80 минут), при этом наблюдается недопустимое снижение напряжения на ПС 35 кВ Щелкун.

Перевод нагрузки на другие центры питания, по данным эксплуатирующей организации, невозможен. Для исключения перегрузки требуется ввод ГАО на величину 4 МВт.

На ПС 35 кВ Верхняя Сысерть и ПС 35 кВ Щелкун заключены договоры на технологическое присоединение электроустановок потребителей до 2020 года на суммарную максимальную мощность 8 МВт, что приведет к дополнительной загрузке вышеуказанных электросетевых элементов и ухудшению параметров режима в части уровней напряжений на шинах 35 кВ ПС 35 кВ Щелкун и ПС 35 кВ Верхняя Сысерть.

Для исключения ввода ГАО необходимо выполнить перевод ПС 110 кВ Верхняя Сысерть на класс напряжения 110 кВ с установкой трансформаторов мощностью 2 x 16 МВА.

Реконструкция ПС 110 кВ Керамик с заменой трансформаторов мощностью 2 x 10 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 16 МВА.

В период зимних максимальных нагрузок единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Керамик приводит к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Керамик на 22,11 процента от Sном, Sрасч = 12,11 МВА, Sном = 10 МВА (допустимая аварийная перегрузка при температуре охлаждающего воздуха -10 градусов в соответствии с данными СТО-56947007-29180.01.116-2012 составляет 40 процентов на 4 - 24 часа).

До 2021 года заявленный объем нагрузки по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемый к ПС 110 кВ Керамик, составит 2,84 МВт. В связи с этим нагрузка ПС 110 кВ Керамик увеличится с 12,11 МВА до 13,44 МВА.

С учетом перспективного роста нагрузки в период зимних максимальных нагрузок 2021 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Керамик приведет к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Керамик на 33,44 процента, Sрасч = 13,44 МВА, Sном = 10 МВА.

Для исключения перегрузки трансформатора на время послеаварийного режима в связи с невозможностью по данным ОАО "ЕЭСК" перевода нагрузки по сети 10 кВ на другие центры питания требуется ввод ГАО на величину 3,44 МВА.

Для исключения ввода ГАО в рассматриваемых схемах требуется реконструкция ПС 110 кВ Керамик с заменой трансформаторов мощностью 10 МВА на трансформаторы мощностью 16 МВА.

Реконструкция ПС 110 кВ Алмазная с заменой трансформаторов мощностью 2 x 6,3 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 25 МВА.

В период зимних максимальных нагрузок 2015 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Алмазная приводит к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Алмазная на 32,38 процента от Sном, Sрасч = 8,34 МВА, Sном = 6,3 МВА (допустимая аварийная перегрузка при температуре охлаждающего воздуха -10 градусов в соответствии с данными СТО-56947007-29180.01.116-2012 составляет 60 процентов на 4 - 24 часа).

До 2021 года заявленный объем нагрузки по ТУ на ТП по заключенным договорам, подключаемый к ПС 110 кВ Алмазная, составит 15,63 МВт. В связи с этим нагрузка ПС 110 кВ Алмазная увеличится с 8,34 МВА до 16,74 МВА.

С учетом перспективного роста нагрузки в период зимних максимальных нагрузок 2021 года единичное аварийное отключение Т-1 ПС 110 кВ Алмазная приведет к перегрузке Т-2 ПС 110 кВ Алмазная на 164,2 процента от Sном, Sрасч = 16,64 МВА, Sном = 6,3 МВА.

Для исключения перегрузки трансформатора на время послеаварийного режима в связи с невозможностью по данным ОАО "ЕЭСК" перевода нагрузки по сети 10 кВ на другие центры питания потребуется ввод ГАО на величину 8,93 МВт.

Для исключения ввода ГАО в рассматриваемых схемах требуется реконструкция ПС 110 кВ Алмазная с заменой трансформаторов мощностью 6,3 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА.

Полный перечень мероприятий, в том числе связанных с повышением надежности существующих потребителей, а также работы по реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанные с технологическим присоединением новых потребителей приведены в сводном перечне объектов реконструкции и нового строительства, необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области, в приложении N 12.

Глава 31. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД С ВЫДЕЛЕНИЕМ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Прогноз тепловой нагрузки города Екатеринбурга.

Рост жилого фонда города Екатеринбурга приведет к существенному увеличению нагрузки на систему теплоснабжения города Екатеринбурга. Суммарный расчетный прирост тепловой нагрузки потребителей до 2025 года составит 962,1 Гкал/ч (рисунок 27). С учетом исполнения требований Приказа Министерства регионального развития Российской Федерации от 28.05.2010 N 262 "О требованиях энергетической эффективности зданий, строений, сооружений" прирост тепловой нагрузки потребителей до 2025 года прогнозируется на уровне 726,5 Гкал/ч.

Гкал/ч

1200

1000 $

 800 $                                          

                                                [1]xxxxx[1]

 600 $                   
                [1]xxxxx[1]

                                              [1]xxxxx[1]

                                              [1]xxxxx[1]

                                              [1]xxxxx[1]

 400 $                                   [1]xxxxx[1]

      
                [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]

                      [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]

            [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]

 200 $       [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]

            [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]

            [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]

            [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]          [1]xxxxx[1]

   0 <444,444,444

       2011 - 2015 годы  2016 - 2025 годы     Суммарная

           [1] Суммарная тепловая нагрузка

      [1]xxxxx[1] Тепловая нагрузка с учетом энергосбережения

Рис. 27. Прирост тепловой нагрузки жилого фонда

города Екатеринбурга до 2025 года

Наибольший прирост теплопотребления ожидается в районах Орджоникидзевский, ВИЗ-Правобережный и юг центра, в том числе в микрорайоне "Академический" и районе УрФУ. Намечается также развитие города Екатеринбурга в северо-восточной части (Уралмаш, Эльмаш) и города Верхняя Пышма.

В целях обеспечения ожидаемого роста теплопотребления жилого фонда в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" разработана схема теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года, которая утверждена Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 10.01.2014 N 4 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года".

Определение величины перспективной тепловой нагрузки в разрезе крупных потребителей.

Екатеринбургский узел характеризуется высокой долей коммунального потребления. Перспективное развитие в узле в основном связано с интенсивным жилищным строительством в зоне городской застройки, а также освоением новых крупных планировочных районов.

В общем виде концепция развития города отражена в Генеральном плане развития муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года.

Основные положения Генерального плана развития муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года, утвержденного Решением Екатеринбургской городской Думы от 06.07.2004 N 60/1 "Об утверждении Генерального плана развития муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года", предусматривают отток производственных функций из Центрального планировочного района, разуплотнение промышленного пояса срединного кольца и развитие производственных территорий в третьем поясе.

При прогнозе перспективной нагрузки необходимо учитывать следующие обстоятельства:

дальнейшее снижение собственного теплопотребления существующими потребителями. Большая часть потребителей уже имеет общедомовые приборы учета, количество квартирных водосчетчиков также будет увеличиваться. Повышение стоимости топлива и соответствующий рост тарифов стимулируют потребителей к экономии. Администрацией города Екатеринбурга и Правительством Свердловской области разработаны и реализуются программы энергосбережения;

новые здания оборудуются индивидуальными источниками тепла, в основном газовыми котлами, соответственно, новые потребители в систему централизованного теплоснабжения не подключаются, что снижает энергоэффективность всей системы;

вновь вводимые здания имеют гораздо меньшее теплопотребление. С учетом этих обстоятельств возникновение локальных дефицитов и ограничений по пропускной способности сетей можно сократить ускорением процессов энергосбережения в районах ожидаемого дефицита.

Текущий и перспективный баланс тепловой энергии, включая оценку ограничений по выдаче тепловой мощности.

По состоянию на 01 января 2016 года:

суммарная величина тепловой нагрузки подключенных потребителей к системе централизованного теплоснабжения (СЦТ) города Екатеринбурга составляла 4408 Гкал/ч;

установленная мощность источников в СЦТ - 5853 Гкал/ч;

располагаемая мощность в СЦТ - 5075 Гкал/ч.

В целом система СЦТ города Екатеринбурга не является дефицитной, однако существует ряд ограничений по покрытию тепловых нагрузок системы СЦТ, связанных с пропускной способностью тепловых сетей и дефицитом тепловой мощности отдельных источников.

Глава 32. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ СИСТЕМЫ

ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ,

РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Основными критериями при разработке перспективных вариантов развития схемы теплоснабжения являются: надежность теплоснабжения, качество теплоснабжения, минимизация капитальных затрат.

При разработке схем теплоснабжения должны рассматриваться все возможные варианты повышения их эффективности, в том числе:

оптимизация сложившихся зон теплоснабжения в целях минимизации программы мероприятий по новому строительству (изменение режимов работы тепловых сетей и источников);

закрытие низкоэффективных котельных;

возможность работы низкоэффективных котельных в "пиковом" режиме;

внедрение энергосберегающих мероприятий;

перевод потребителей с открытой схемы подключения на закрытую.

Федеральный закон от 07 декабря 2011 года N 416-ФЗ "О водоснабжении и водоотведении" предполагает до 01 января 2022 года повсеместный переход теплоснабжения на закрытую схему при проектировании новых тепловых сетей и реконструкции существующих. Реализация перехода на закрытую схему - задача муниципалитетов.

Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург".

Основной из задач при разработке вариантов развития системы теплоснабжения с 2015 по 2021 год является обеспечение постепенного перехода на закрытую схему теплоснабжения в увязке с режимами работы всей системы. Переход на закрытую схему присоединения потребителей ГВС существенно влияет на расход теплоносителя в обратной линии. Так как изначально работа централизованной зоны базировалась на дальнем транспорте от СУГРЭС с температурным графиком отпуска тепла 170/70 град. C и организации подмесов из обратной линии трубопроводов для снижения температурного уровня в подающей магистрали, переход на закрытую схему теплоснабжения потребовал разработки принципиально новых режимов работы системы.

Ввиду сложной организации системы теплоснабжения централизованной зоны в первую очередь (2015 - 2016 годы) на закрытую схему теплоснабжения предлагается переводить районы, не оказывающие принципиального влияния на режимы работы системы теплоснабжения, обеспечивающей центр города. Основными критериями при выборе первоочередных районов являлись: отдаленное территориальное расположение относительно центральной части города, непосредственная близость к источникам тепла, возможность выделения зон действия или отдельных выводов. К таким районам относятся: Эльмаш (зона N 1 на рисунке 28), Уралмаш (зона N 1 на рисунке 28), Сортировочный (зона N 2 на рисунке 28). Перевод потребителей данных районов с одновременным выделением зоны действия ТЭЦ Фронтовых бригад на район Эльмаш, зоны действия вывода Свердловской ТЭЦ на район Уралмаш, зоны действия вывода М-6 Свердловской ТЭЦ на район Сортировочный не окажут значительного влияния на режимы работы центральной части города. На третьем этапе в 2017 году на закрытую схему предлагается перевести потребителей в зоне действия Гурзуфской котельной, Академической ТЭЦ (Юго-Западный район) и часть района юг Центра (зона N 3 на рисунке 28). В 2018 году на закрытую схему питания переводятся потребители зоны действия Ново-Свердловской ТЭЦ (район Втузгородок и город Березовский, зона N 4 на рисунке 28). Решив задачу перевода на закрытую схему отдаленных относительно центра города районов, разрабатывались решения по переводу центральных районов города. На пятом этапе в 2018 году переводится на закрытую схему подключения часть района Центрального и город Верхняя Пышма (зона N 5 на рисунке 28).

Начиная с 2020 года развитие системы теплоснабжения города Екатеринбурга рассматривается в двух вариантах. Разработанные варианты развития системы теплоснабжения принципиально отличаются зоной действия СУГРЭС. При переводе на закрытую схему потребителей центральных районов и переходе СУГРЭС на температурный график отпуска тепла 150/70 град. C значительно возрастает расход сетевой воды. Для покрытия СУГРЭС существующей тепловой нагрузки в 1100 - 1200 Гкал/ч необходимо обеспечить транспорт теплоносителя по существующим магистралям в объеме 15000 т/ч. Очевидно, что для этого потребуется принципиальная реконструкция системы транспорта, включая строительство обратных трубопроводов тепломагистралей (около 16 км), увеличение диаметров существующих магистралей (около 14 км). Учитывая пропускную способность существующей транспортной системы СУГРЭС, разработаны 2 варианта зон действия источников:

1 вариант: покрытие СУГРЭС зоны в 870 Гкал/ч с учетом строительства новой насосной станции на Серовском тракте;

2 вариант: покрытие СУГРЭС зоны в 682 Гкал/ч с учетом строительства нового вывода и реконструкции вывода с увеличением диаметра от Свердловской ТЭЦ.

В 2020 году одновременно с ограничением зоны действия СУГРЭС предлагается перевести на закрытую схему основную часть Центрального планировочного района, а также зону потребителей ТЭЦ УМП (зона N 6 на рисунке 28). В 2021 году предлагается перевести на закрытую схему потребителей в зоне действия Ново-Свердловской ТЭЦ (часть Центрального ПР и часть ПР юг Центра, зона N 7 на рисунке 28).

Этапы перевода зон теплоснабжения представлены на принципиальной схеме на рисунке 28.

Величина переводимой нагрузки потребителей ГВС с открытой на закрытую схему по этапам N 1 - 7:

этап N 1 - Q_гвс 64,8 Гкал/ч;

этап N 2 - Q_гвс 56,5 Гкал/ч;

этап N 3 - Q_гвс 58,5 Гкал/ч;

этап N 4 - Q_гвс 54,4 Гкал/ч;

этап N 5 - Q_гвс 53,4 Гкал/ч;

этап N 6 - Q_гвс 52,0 Гкал/ч;

этап N 7 - Q_гвс 52,0 Гкал/ч.

Таким образом, к 2021 году были определены границы зон действия источников в двух вариантах.

Принципиальное значение на изменение зон действия источников оказали значительные приросты тепловых нагрузок до 2030 года в следующих районах:

ПР "Академический", ПР "Широкореченский" в зоне действия котельной "Академэнерго" и ТЭЦ "Академическая";

ПР "УРФУ", ПР "Кольцовский" в зоне действия Ново-Свердловской ТЭЦ;

ЖР "Молебка", ЖР "Антенные поля", ЖР "Эльмаш" в зоне действия СУГРЭС;

ПР "ВИЗ-Правобережный" в зоне действия СУГРЭС; ПР "ВИЗ-Правобережный" в зоне действия ТЭЦ ОАО УМП.

Также при формировании перспективных зон действия источников рассматривалась возможность переключения потребителей котельных на источники с комбинированной выработкой тепла и электроэнергии. Целесообразность переключений определялась наличием резервных теплофикационных мощностей на близлежащей ТЭЦ, капитальными затратами на строительство тепловых сетей.

Принципиальные решения по зонированию системы теплоснабжения города Екатеринбурга на период до 2025 года относительно существующего положения представлены в таблице 30.

Мероприятия по перекладкам и новому строительству тепловых сетей, запланированные в перспективе до 2025 года на территории города Екатеринбурга, отмечены на рисунке 29.

Таблица 30

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО ЗОНИРОВАНИЮ СИСТЕМЫ

ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ НА ПЕРИОД ДО 2025 ГОДА

N строки	Принципиальные решения по зонам действия источников	Подключаемая зона
1	2	3
1.	Принципиальные решения по варианту N 1
2.	Покрытие СУГРЭС зоны в 872 Гкал/ч с учетом строительства новой насосной станции на магистрали N 40 "Серовский тракт"	СУГРЭС и Свердловская ТЭЦ работают в совместном режиме, обеспечивая теплом потребителей ПР "Центральный"
3.	Переключение нагрузок потребителей тепла от котельных на источники теплоснабжения централизованной зоны	потребители тепла от котельных: N 4, 10, 11 переключаются на Свердловскую ТЭЦ через М-6
4.	Принципиальные решения по варианту N 2
5.	Переключение зоны СУГРЭС от тепловой камеры 41-00 со стороны Серовского тракта на Свердловскую ТЭЦ с учетом перекладки и строительства тепловых сетей от павильона 06-П2 до тепловой камеры 06-39	от тепловой камеры 41-00 в сторону М-29, М-30, М-8, М-9, М-21
6.	Переключение магистрали N 6 со Свердловской ТЭЦ на СУГРЭС	от тепловой камеры 06-32 до конца
7.	Переключение нагрузок потребителей тепла от котельных на источники теплоснабжения централизованной зоны	потребители тепла от котельных N 4, 10, 11 переключаются на СУГРЭС через М-6
8.	Принципиальные решения для вариантов N 1 и 2
9.	Переключение зоны СУГРЭС по магистрали N 1 на Свердловскую ТЭЦ со строительством нового вывода от Свердловской ТЭЦ до тепловой камеры 01-213	от тепловой камеры 01-193 в сторону У-2 до конца; от тепловой камеры 01-194 в сторону М-2 до конца
10.	Переключение магистрали N 42 на ТЭЦ "Академическая"	централизованная зона по М-25, М-26, квартал 24-07 через М-42
11.	Перевод нагрузки потребителей тепла микрорайона "УНЦ" с ТЭЦ-19 на ТЭЦ "Академическая"	микрорайон "УНЦ"
12.	Перевод нагрузки потребителей тепла по М-4, М-17, М-18 ЖР "Эльмаш" на ТЭЦ "Фронтовых бригад, 18"	централизованная зона по М-4, М-17, М-18
13.	Вывод из пикового режима Кировской котельной с выделением собственной зоны	переключение нагрузок потребителей тепла ЖР "Комсомольский" на Кировскую котельную
14.	Определение выделенных зон действия: Гурзуфская котельная, Кировская котельная, ТЭЦ "Фронтовых бригад, 18", ТЭЦ ОАО "УМП", ТЭЦ "Академическая", Ново-Свердловская ТЭЦ
15.	Переключение нагрузок потребителей тепла от котельных на источники теплоснабжения централизованной зоны	потребители тепла от котельных: Летчиков, 35; Ереванская, 35; Пилотная, 17; ООО "Фасст" - переключаются на Свердловскую ТЭЦ; Первомайская, 71; Первомайская, 99в; Студенческая, 16; Газпромнефть-Урал (Сибирский тракт, 24, 22); Розы Люксембург, 67б; Куйбышева, 173 - переключаются на Ново-Свердловскую ТЭЦ; Малый Конный полуостров, 11а, переключение на ТЭЦ ОАО "УМП"; Стачек, 29, на ТЭЦ "Фронтовых бригад, 18"
16.	Строительство нового вывода ТЭЦ "Академическая"	подключение новой застройки ПР "Академический", многоэтажной застройки ПР "Широкореченский"
17.	Строительство нового вывода от ТЭЦ ОАО "УМП"	подключение новой застройки ПР "ВИЗ-Правобережный"
18.	Строительство нового вывода от Ново-Свердловской ТЭЦ	подключение новой застройки ПР "Университетский", "Кольцовский"
19.	Подключение новых районов к СУГРЭС по существующим тепловым сетям	подключение новой застройки ЖР "Молебка", "Эльмаш", "Антенные поля"