Указ Губернатора Свердловской области от 01.08.2017 № 419-пп

Характеристика действующих магистральных и распределительных тепловых сетей.

Схема централизованного теплоснабжения города Екатеринбурга объединяет 8 тепловых источников. 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 больше нормативного срока.

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 17. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Электроэнергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими особенностями:

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

избыточный баланс электрической энергии и мощности энергосистемы;

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

практически полная зависимость Свердловской области от ввозимых энергоресурсов;

отсутствие централизованного электроснабжения ряда удаленных населенных пунктов на территории Свердловской области;

развитые межсистемные связи, обеспечивающие возможность выдачи избыточной мощности в дефицитные энергосистемы через соседние энергосистемы (Пермского края, Курганской области, Челябинской области).

Глава 18. ЭНЕРГОРАЙОНЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ,

ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕСЯ ПОВЫШЕННОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ ВЫХОДА ПАРАМЕТРОВ

РЕЖИМА ИЗ ОБЛАСТИ ДОПУСТИМЫХ ЗНАЧЕНИЙ ("УЗКИЕ МЕСТА")

Энергорайон, характеризующийся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений ("узкое место"), - энергорайон (энергоузел), в котором при расчетных условиях прогнозируется недопустимое изменение параметров электроэнергетического режима.

При выполнении расчетов рассматривались следующие схемно-режимные ситуации:

для режима зимних и летних максимальных нагрузок при температуре осенне-зимнего максимума (ОЗМ) и температуре периода экстремально высоких температур (ПЭВТ) соответственно рассматривались нормальная схема и единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20 минут после нормативного возмущения в нормальной схеме);

для режима летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца рассматривались нормальная схема, единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения, а также двойная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме.

Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима рассматривались все возможные схемно-режимные мероприятия, в том числе мероприятия по делению электрической сети, изменению коэффициентов трансформации, проведение ремонтов электросетевого оборудования в иные (благоприятные) периоды года.

На основании анализа фактических и перспективных электроэнергетических режимов в энергосистеме Свердловской области выявлено два энергорайона, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, соответствующих указанным выше критериям, для которых разработаны мероприятия. Выявленные энергорайоны с указанием величины ГВО отмечены на рисунке 16.

Рис. 16. Энергорайоны энергосистемы Свердловской области,

характеризующиеся повышенной вероятностью выхода

параметров режима из области допустимых значений

Рисунок не приводится.

Энергорайон ПС 220 кВ Салда.

В период зимнего максимума нагрузок 2016 года при температуре ОЗМ в нормальной и единичных ремонтных схемах параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется.

В период летнего максимума нагрузок 2016 года при температуре ПЭВТ в нормальной и единичных ремонтных схемах параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется.

В период летнего максимума нагрузок 2016 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца в нормальной и единичных ремонтных схемах параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется.

Результаты расчетов приведены на рисунках 1 - 6 (не приводятся) приложения N 12 к настоящим схеме и программе развития.

В период летнего максимума нагрузок 2016 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца при аварийном отключении АТ2(1) ПС 220 кВ Салда в единичной ремонтной схеме (ремонт АТ1(2) ПС 220 кВ Салда) потребуется ввод ГВО. Для снижения величины ГВО в сложившейся двойной ремонтной схеме в качестве схемно-режимного мероприятия рассмотрено мероприятие по проведению ремонта АТ1(2) ПС 220 кВ Салда в иные (благоприятные) периоды года.

В 2016 году, в наиболее благоприятный период для проведения ремонта АТ1(2) ПС 220 кВ Салда (летний период), при отключении АТ2(1) ПС 220 кВ Салда в единичной ремонтной схеме на ПС 220 кВ Салда сработает АРЛ с действием на отключение нагрузки в объеме 69 МВт. Обратное включение всех отключенных от АРЛ потребителей приведет к возникновению перегрузки контролируемого сечения "Салда", состоящего из ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками (МДП определяется АДТН ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) с отпайками в ПАР при отключении ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 2(1) с отпайками). Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений после выполнения всех возможных дополнительных схемно-режимных мероприятий требуется ввод ГВО в объеме 34 МВт (с учетом замены потребителей, отключенных от АРЛ на ПС 220 кВ Салда, на ГВО). Результаты расчетов приведены на рисунках 7 - 9 (не приводятся) приложения N 12 к настоящим схеме и программе развития.

Для исключения ввода ГВО в районе ПС 220 кВ Салда на ПС 220 кВ Вязовская целесообразна установка АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2 с отпайками с действием на ОН и организация передачи УВ на ОН в районе ПС 220 кВ Салда.

Энергорайон ПС 110 кВ Хромпик.

В период зимнего максимума нагрузок 2016 года при температуре ОЗМ в нормальной схеме и единичной ремонтной схеме параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется. Результаты расчетов приведены на рисунках 10 - 12 (не приводятся) приложения N 12 к настоящим схеме и программе развития.

В период летнего максимума нагрузок 2016 года при температуре ПЭВТ в нормальной схеме и единичной ремонтной схемах (с учетом выполнения схемно-режимных мероприятий) параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется.

Результаты расчетов приведены на рисунках 10 - 12 приложения N 12 к настоящим схеме и программе развития.

Необходимо отметить, что в период летнего максимума нагрузок 2016 года при температуре ПЭВТ с учетом выполнения всех возможных схемно-режимных мероприятий в единичной ремонтной схеме (отключена ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик 1(2) с отпайками) в случае аварийного отключения 2(1) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Первоуральская на Среднеуральской ГРЭС сработает АОПО ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I и II цепь с отпайками. В результате работы ПА произойдет погашение потребителей в районе ПС 110 кВ Хромпик в объеме 160 МВт. Риск погашения района будет исключен после выполнения замены провода ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I и II цепь с отпайками, выполняемой Филиалом ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" в связи с неудовлетворительным техническим состоянием ЛЭП. Мероприятие по замене провода ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I и II цепь с отпайками включено в утвержденную инвестиционную программу Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" на 2016 - 2020 годы. В настоящее время работы по данному инвестиционному проекту уже выполняются.

В период летнего максимума нагрузок 2016 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца в нормальной схеме и единичной ремонтной схеме параметры режима не выходят из области допустимых значений, ввод ГВО не требуется.

Результаты расчетов приведены на рисунках 16 - 18 (не приводятся) приложения N 12 к настоящим схеме и программе развития.

В период летнего максимума нагрузок 2016 года при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца при аварийном отключении 2(1) СШ 110 кВ Среднеуральской ГРЭС в единичной ремонтной схеме (ремонт ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I (II) цепь с отпайками) потребуется ввод ГВО. Для снижения величины ГВО в сложившейся двойной ремонтной схеме в качестве схемно-режимного мероприятия рассмотрено мероприятие по проведению ремонта ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I (II) цепь с отпайками в иные (благоприятные) периоды года.

В 2016 году в наиболее благоприятный период для проведения ремонта ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I (II) цепь с отпайками (весенний период), при аварийном отключении в единичной ремонтной схеме 2(1) СШ 110 кВ Среднеуральской ГРЭС имеет место перегрузка контролируемого сечения "Первоуральская - Хромпик - СУГРЭС N 2", состоящего из ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик 1 и 2 с отпайками (МДП определяется АДТН ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик 1(2) с отпайками в ПАР после отключения ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик 2(1) с отпайками) на 35 МВт. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений с учетом всех возможных схемно-режимных мероприятий требуется ввод ГВО в объеме 27 МВт. Результаты расчетов приведены на рисунках 19 - 21 (не приводятся) приложения N 12 к настоящим схеме и программе развития.

Для исключения схемно-режимных ситуаций, приводящих к необходимости ввода ГВО в энергорайоне ПС 110 кВ Хромпик в двойной ремонтной схеме (в схеме аварийного отключения 2(1) СШ 110 кВ Среднеуральской ГРЭС при ремонте ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I (II) цепь с отпайками), целесообразна установка на ПС 220 кВ Первоуральская АОПО ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик 1, 2 с отпайками с действием на отключение ВМ 110 кВ ВЛ Хромпик 1 и ВМ 110 кВ Хромпик 2.

Учитывая, что рост нагрузки по энергосистеме Свердловской области к 2022 году относительно фактического уровня 2016 года отсутствует, результаты расчетов электроэнергетических режимов на перспективный период аналогичны результатам расчетов, приведенным на этап 2016 года, а предложенных мероприятий достаточно для исключения необходимости ввода ГВО в рассмотренных схемно-режимных ситуациях.

Глава 19. ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА

СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Электросетевой комплекс Свердловской области характеризуется следующими проблемами:

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

в эксплуатации остается значительное количество морально устаревших устройств релейной защиты и автоматики (в том числе противоаварийной автоматики), автоматической информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии, требуется реконструкция и модернизация общесистемных средств управления;

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

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

в муниципальном образовании "город Екатеринбург" ожидается устойчивый рост энергопотребления, особенно в центральной части города Екатеринбурга. 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;

по состоянию на 01 марта 2017 года на территории Свердловской области выявлен 621 бесхозяйный объект энергетической инфраструктуры без надлежащего технического обслуживания, что приводит к обветшанию, невозможности нести расчетную нагрузку и обеспечивать параметры ГОСТа по качеству электроэнергии (сверхнормативное падение напряжения и потери) и электробезопасности;

имеются предприятия, владеющие непрофильными сетевыми объектами, эксплуатация которых находится на низком уровне или отсутствует, что также приводит к снижению надежности и электробезопасности объектов;

недостаточное финансирование реконструкции сети низкого уровня напряжения и отсутствие финансирования на поддержание сетей у небольших сетевых компаний;

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;

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

продолжительность оформления разрешительной документации на строительство новых объектов 0,4 - 10 кВ. Необходимо продолжить работу по введению упрощенной процедуры оформления разрешительной документации (акт выбора трассы, разрешение на строительство, постановление о выделении земельных участков, свидетельство о регистрации) на строительство новых объектов 0,4 - 10 кВ, что позволит ускорить процесс технологического присоединения физических и юридических лиц к электрической сети;

на предприятии СУМЗ отмечены случаи аварийного отключения электроприемников от внутренней сети при нормативных просадках напряжения во внешней питающей сети. Для решения данной проблемы требуется проектная проработка с разработкой соответствующих мероприятий. Конкретные решения должны быть определены по результатам проектных проработок.

Глава 20. ПРОБЛЕМЫ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ

СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Существуют следующие проблемы генерирующих мощностей Свердловской области:

1) ограничение конденсационной мощности в летний период из-за нехватки водных ресурсов;

2) исчерпание емкости существующих золоотвалов.

На Рефтинской ГРЭС (ПАО "Энел Россия") частично внедрена система сухого золошлакоудаления, позволяющая решать проблемы утилизации золы;

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

реконструкция золоулавливающих устройств;

реконструкция систем газоочистки;

реконструкция котлов, горелочных устройств;

4) отказ потребителей от централизованного теплоснабжения.

Проблемой развития генерирующих мощностей, обеспечивающих централизованное теплоснабжение муниципальных образований, расположенных на территории 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 удельный расход топлива на отпущенную Гкал в котельных значительно выше этого показателя на ТЭЦ;

происходит увеличение тарифов на 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;

5) 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;

6) отсутствие экономических стимулов для содержания мощности теплоснабжающих источников;

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

Глава 21. ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ. РОСТ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

1. 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 период 2005 - 2015 годов износ основных фондов вырос в 2 раза, в коммунальном хозяйстве достиг 50 процентов, аварийность при этом значительно увеличилась. Количество повреждений в магистральных тепловых сетях по городам присутствия ООО "СТК" показано на рисунке 17.

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 годах происходило вследствие массового окончания нормативного срока эксплуатации теплотрасс. В межотопительный период 2012 - 2015 годов число остается на значительном уровне в связи с проведением в межотопительный период гидравлических испытаний трубопроводов с целью оперативного устранения повреждений до начала отопительного сезона и существенного увеличения объемов проведения реконструкции теплотрасс.

2. 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 градусов является следствием дефицита тепловой мощности и недостаточного количества пиковых источников тепла. Это приводит к снижению температуры в помещениях потребителей при расчетных температурах наружного воздуха.

Основные проблемы в системе теплоснабжения в Свердловской области приведены в таблице 13.

Таблица 13

ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки	Проблема	Описание проявлений	Причина
1.	Надежность	значительное увеличение числа повреждений теплосетей; увеличение числа случаев нанесения вреда здоровью третьих лиц и повреждения имущества третьих лиц	окончание нормативного срока эксплуатации более 40 процентов теплотрасс; 99 процентов повреждений теплотрасс происходит в результате наружной коррозии; большая часть конструкций тепловых сетей не обеспечивает надежной защиты трубопровода при воздействии внешней среды; неэффективность существующей ливневой канализации и дренажных систем
2.	Качество	ухудшение качества ГВС (температура, органолептические параметры) в межотопительный период, периоды запуска отопления, начала циркуляции внутридомовых систем	проведение гидроиспытаний, при которых необходимо снижение температуры подпиточной воды до 40 градусов; открытый водоразбор ГВС в летний период по одному трубопроводу; отсутствие систем рециркуляции во многих домах, низкое качество изоляции внутридомовых систем
3.	Организационно-финансовые проблемы	уровень собираемости денежных средств по управляющим компаниям (97,8 процента), товариществам собственников жилья и прочим жилищным организациям (95,1 процента) ниже среднего уровня по городу Екатеринбургу, при этом доля потребления жилищными организациями составляет 67 процентов от объема рынка тепловой энергии в городе Екатеринбурге	низкая платежная дисциплина товариществ собственников жилья, управляющих компаний и прочих жилищных организаций
4.	Обеспечение развития города Екатеринбурга	с учетом выданных технических условий на подключение к системе централизованного теплоснабжения новых объектов дефицит составляет 131 Гкал/час	неразвитая система транспортировки тепловой энергии, низкая пропускная способность тепловых сетей, недостаточная располагаемая мощность ряда теплоисточников

Глава 22. ОСОБЕННОСТИ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Свердловская область зависит от возможностей приема энергетического топлива из других регионов, в том числе из Республики Казахстан. 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 (Рефтинская 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 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 устойчивое снижение производства (потребления) тепловой энергии, одной из причин которого является снижение потребления тепловой энергии населением, на долю которого приходится около 35 процентов от общей величины распределенного ресурса. Положительное изменение объемов потребления теплоэнергии населением может быть объяснено постепенным осуществлением энергосберегающих мероприятий в жилищном секторе, а именно введением средств учета и автоматизации с возможностью регулирования подачи тепла, применением новых энергоэффективных технологий строительства, увеличением числа вводимых жилых домов, использующих альтернативные источники теплоснабжения.

Глава 23. ВЛИЯНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ НА ЗАГРЯЗНЕНИЕ

ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Предприятия энергетики оказывают существенное воздействие на окружающую среду. Решение проблем негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду в Свердловской области актуально.

Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий энергетики показана в таблице 14 и на рисунке 18 (не приводится).

Динамика сбросов загрязненных сточных вод от предприятий энергетики и их доля в суммарном сбросе по Свердловской области показаны в таблице 15. Динамика водоотведения загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты Свердловской области показана на рисунке 19 (не приводится).

Динамика обращения с отходами на предприятиях энергетики по Свердловской области и доля предприятий энергетики в общем объеме размещения отходов показаны в таблице 16 и на рисунках 20 (не приводится) и 21.

Таблица 14

ДИНАМИКА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ

ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ДОЛЯ В СУММАРНОМ ВЫБРОСЕ

ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

(ТЫС. Т/ГОД)

Номер строки	Наименование предприятия	2007 год	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Филиал "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"	306,2	305,0	317,3	318,4	315,4	281,4	255,1
2.	Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	35,1	42,4	41,3	42,1	33,1	28,3	2,2
3.	Филиал "Среднеуральская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"	8,6	8,0	7,8	7,25	6,6	6,9	6,2
4.	Филиал ПАО "ОГК-2" - Серовская ГРЭС	35,7	37,7	35,2	30,5	27,5	27,2	11,1
5.	ТЭЦ Филиала АО "СУАЛ" - "БАЗ СУАЛ"	19,4	17,7	18,2	8,8	12,6 (с учетом БАЗ - 29,29)	-	-
6.	Нижнетуринская ГРЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")	14,3	12,0	11,3	11,8	8,5	3,0	3,4
7.	Красногорская ТЭЦ (АО "СУАЛ" - "УАЗ СУАЛ")	22,0	19,9	17,1	19,6	14,1	2,4	нет данных
8.	Ново-Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")	5,5	5,8	5,8	5,1	5,3	5,5	5,3
9.	Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")	0,9	1,0	1,0	1,0	0,9	0,9	0,8
10.	Первоуральская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")	0,8	0,85	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7
11.	Верхотурская ГЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")	0,0	0,0	0,1	0,1	нет данных	нет данных	нет данных
12.	Филиал АО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская атомная станция"	0,6	0,5	0,8	0,8	0,8	0,7	0,5
13.	Всего	451,0	451,2	456,6	446,2	425,5	357,0	285,3
14.	Всего по Свердловской области	1255,1	1103,1	1129,1	1097,3	1021,2	983,9	906,4
15.	Доля данных предприятий в суммарном выбросе по Свердловской области, процентов	35,9	40,9	40,4	40,7	41,7	36,3	31,5

Рис. 18. Динамика выбросов загрязняющих веществ

в атмосферу от предприятий энергетики

Рисунок не приводится.

Таблица 15

ДИНАМИКА СБРОСОВ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД

ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ДОЛЯ

В СУММАРНОМ СБРОСЕ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки	Наименование электростанции	Объем сброса загрязненных сточных вод (млн. куб. метров)						Масса сброса загрязняющих веществ (тыс. тонн)
		2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1.	Филиал "Рефтинская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"	19,890	22,640	16,922	20,100	16,400	14,790	7,660	10,830	9,190	10,185	7,921	7,000
2.	Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" - АО "Интер РАО - Электрогенерация"	6,100	6,100	6,100	6.000	5,700	4,880	2,490	3,890	4,390	6,121	3,975	3,850
3.	Филиал "Среднеуральская ГРЭС" ПАО "Энел Россия"	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,330	0,660	1,170	1,923	2,488	2,860
4.	Филиал ПАО "ОГК-2" - Серовская ГРЭС	0,040	0,030	0,036	0,046	0,046	0,053	0,470	0,930	-	0,086	0,086	0,087
5.	ТЭЦ Филиала АО "СУАЛ" - "БАЗ СУАЛ"	0,950	0,470	0,278	0,42	0,342	0,176	0,970	0,480	0,265	0,271	0,220	0,214
6.	Нижнетуринская ГРЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")	2,220	2,830	2,150	2,026	2,216	2,152	0,012	0,011	0,011	0,010	0,070	0,854
7.	Красногорская ТЭЦ (АО "СУАЛ" - "УАЗ СУАЛ")	0,000	0,000	0,000	0,000	0,081	нет данных	0,002	0,001	0,001	0,001	0,003	нет данных
8.	Ново-Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")	0,000	0,000	0,000	0,476	1,424	1,181	0,400	0,380	0,350	0,384	0,277	0,264
9.	Качканарская ТЭЦ (АО "ЕВРАЗ КГОК")	0,030	0,040	-	-	-	-	0,005	0,006	-	-	-	-
10.	Филиал АО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская АЭС"	0,312	0,340	0,324	0,355	0,259	0,000	0,390	0,370	0,290	0,113	0,100	0,064
11.	ИТОГО	29,542	32,450	25,812	29,423	26,414	23,232	12,729	17,558	15,636	19,094	15,140	15,193
12.	Всего по Свердловской области	771,34	712,28	686,78	667,0	660,2	616,6	491,2	479,9	465	488,0	461	433
13.	Доля, процентов	3,8	4,6	3,8	4,4	4,0	3,8	2,6	3,7	3,4	3,9	3,3	3,5