ГУБЕРНАТОР СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

УКАЗ

от 29 апреля 2022 года N 216-УГ


Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023 - 2027 годов

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике", Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" и статьей 111 Областного закона от 10 марта 1999 года N 4-ОЗ "О правовых актах в Свердловской области" постановляю:

1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023 - 2027 годов (прилагаются).

2. Признать утратившим силу Указ Губернатора Свердловской области от 30.04.2021 N 252-УГ "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2022 - 2026 годов" ("Официальный интернет-портал правовой информации Свердловской области" (www.pravo.gov66.ru), 2021, 30 апреля, N 30203).

3. Контроль за исполнением настоящего Указа возложить на Заместителя Губернатора Свердловской области С.В. Швиндта.

4. Настоящий Указ вступает в силу с 1 января 2023 года.

5. Настоящий Указ опубликовать на "Официальном интернет-портале правовой информации Свердловской области" (www.pravo.gov66.ru).

Губернатор
Свердловской области
Е.В.КУЙВАШЕВ

г. Екатеринбург
29 апреля 2022 года
N 216-УГ

Утверждены
Указом Губернатора
Свердловской области
от 29 апреля 2022 г. N 216-УГ
"Об утверждении схемы и программы
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов"

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2023 - 2027 ГОДОВ

Раздел 1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2023 - 2027 ГОДОВ

Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023 - 2027 годов разработаны 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".

Настоящие схема и программа учитывают:

1) Указ Президента Российской Федерации от 7 мая 2012 года N 596 "О долгосрочной государственной экономической политике";

2) Стратегию социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы, утвержденную Законом Свердловской области от 21 декабря 2015 года N 151-ОЗ "О Стратегии социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы";

3) проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2022 - 2028 годы;

4) схемы теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, на территориях которых расположены объекты электроэнергетики Свердловской области;

5) социально-экономические, экономико-технологические, географические, экологические и ресурсные особенности Свердловской области;

6) сведения о действующих технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

7) предложения системного оператора, сетевых организаций и исполнительных органов государственной власти Свердловской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Свердловской области.

Настоящие схема и программа являются основой для разработки инвестиционных программ территориальных сетевых организаций.

Основной целью разработки настоящих схемы и программы является подготовка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формированию стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Основными задачами работы по разработке настоящих схемы и программы являются:

1) подготовка предложений по координированному планированию строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

2) подготовка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 35 кВ и выше по энергосистеме на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования энергосистемы в долгосрочной перспективе;

3) информационное обеспечение деятельности исполнительных органов государственной власти Свердловской области при формировании политики в сфере электроэнергетики Свердловской области;

4) обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса Свердловской области.

Раздел 2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Свердловская область - один из крупнейших регионов Российской Федерации, входящий в состав Уральского федерального округа. Свердловская область находится на Евразийском континенте в четвертом часовом поясе на стыке двух частей света - Европы и Азии, в пределах Уральского горного хребта - Северного и Среднего Урала, а также Восточно-Европейской и Западно-Сибирской равнин. Протяженность территории с запада на восток - около 560 км, с севера на юг - около 660 км. Площадь территории Свердловской области составляет 194,3 тыс. кв. км. Свердловская область граничит на юге с Курганской, Челябинской областями и Республикой Башкортостан, на западе - с Пермским краем, на северо-западе - с Республикой Коми, на северо-востоке - с Ханты-Мансийским автономным округом - Югрой, на востоке - с Тюменской областью.

Климат Свердловской области континентальный, средняя температура января - от -16 до -20 град. C, средняя температура июля - от +16 до +19 град. C, количество осадков - около 500 мм в год.

Численность постоянного населения Свердловской области на 1 января 2022 года составляла 4261084 человека. На территории Свердловской области расположены 47 городов, 26 поселков городского типа, 1802 сельских населенных пункта. Местное самоуправление осуществляется на территориях 94 муниципальных образований. В городах проживает около 85% населения. К наиболее крупным городам относятся Екатеринбург, Нижний Тагил, Каменск-Уральский, Первоуральск, Серов.

По большинству основных социально-экономических показателей развития Свердловская область входит в первую десятку регионов Российской Федерации.

Основная часть населения (более 80%) проживает в следующих промышленных районах: Серово-Богословском, Нижнетагильском, Верхнетагильском, Первоуральском, Екатеринбургском, Асбестовско-Артемовском, Каменск-Уральском, Полевском. Карта-схема Свердловской области с основными промышленными районами приведена на рисунке 1.

Рисунок 1. КАРТА-СХЕМА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ С ОСНОВНЫМИ ПРОМЫШЛЕННЫМИ РАЙОНАМИ*

* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

Промышленность Свердловской области представлена преимущественно обрабатывающим производством. Профилирующие производства: металлургическое производство (черная и цветная металлургия), производство машин и оборудования, которые обладают высокой фондо- и материалоемкостью с высокой зависимостью от конъюнктуры сырьевых рынков. Добыча полезных ископаемых представлена добычей железных и медных руд, бокситов, асбеста.

В Свердловской области имеются собственные топливно-энергетические ресурсы. Запасы угля незначительны, имеются разведанные запасы нефти на северо-востоке Свердловской области, разработка их по состоянию на 1 марта 2022 года не велась. 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 был достигнут максимальный уровень добычи торфа, который составил 3,5 млн. тонн. 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 СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Свердловской области на 1 марта 2022 года составила 10579,501 МВт.

Более половины от всей установленной мощности энергосистемы - 50,8% (5378,5 МВт) - приходится на две электростанции: Рефтинскую ГРЭС и Среднеуральскую ГРЭС.

К наиболее крупным электростанциям, расположенным на территории Свердловской области, относятся Рефтинская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС и Белоярская АЭС.

Энергосистема Свердловской области входит в состав объединенной энергосистемы Урала. Оперативно-диспетчерское управление энергосистемой осуществляется филиалами АО "СО ЕЭС" "Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала" и "Региональное диспетчерское управление энергосистем Свердловской и Курганской областей".

ЭСК энергосистемы Свердловской области достаточно развит, присутствуют ЛЭП класса напряжения 0,4 - 6 - 10 - 20 - 35 - 110 - 220 - 500 кВ. Суммарная протяженность ЛЭП 110 - 220 - 500 кВ на 1 марта 2022 года, по данным сетевых организаций, составила 17,1 тыс. км. Суммарная мощность силовых трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим номинальным напряжением 110 - 220 - 500 кВ на понизительных ПС и электростанциях энергосистемы Свердловской области на 1 марта 2022 года составила 43,8 тыс. МВА.

Баланс мощности и электрической энергии энергосистемы Свердловской области является избыточным.

Крупнейшими генерирующими компаниями на территории Свердловской области являются АО "Кузбассэнерго", ПАО "Энел Россия", АО "Интер РАО - Электрогенерация", ПАО "ОГК-2", филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс" и АО "Концерн Росэнергоатом".

Крупнейшими сетевыми организациями на территории Свердловской области являются филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", АО "Екатеринбургская электросетевая компания", АО "Облкоммунэнерго", а также Свердловская дирекция по энергообеспечению и Горьковская дирекция по энергообеспечению - структурные подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД". Часть объектов 220 - 110 кВ и ниже принадлежат организациям - потребителям электрической энергии.

Крупнейшими энергосбытовыми организациями на территории Свердловской области являются Свердловский филиал АО "ЭнергосбыТ Плюс", АО "Екатеринбургэнергосбыт", АО "Нижнетагильская Энергосбытовая компания", филиал АО "Русатом Инфраструктурные решения" в городе Новоуральске.

Глава 2. СТРУКТУРА И СОСТАВ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Структура установленной мощности электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 марта 2022 года представлена в таблице 1 и на рисунке 2.

Таблица 1

СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 1 МАРТА 2022 ГОДА

85,9%

┌═══‰

││

││

││

││

││

││

││

││

││14,0%

││┌═══‰

││││0,1%

││││┌═══‰

┌═══┴═══┴═══┬════┴═══┴════┬═══┴═══┴════‰

ТЭС АЭС ГЭС

Рисунок 2. Структура установленной мощности электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 марта 2022 года

Перечень электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 марта 2022 года представлен в таблице 2.

Таблица 2

ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 1 МАРТА 2022 ГОДА

Структура распределения установленной мощности электрических станций Свердловской области по состоянию на 1 марта 2022 года приведена на рисунке 3.

36%

┌═══‰

││

││

││

││

││

││

15% ││

┌═══‰ ││14%

││││┌═══‰ 13%

││││││┌═══‰

││││││10% ││

││││││┌═══‰ ││8%

││││││││4% ││┌═══‰

││││││││┌═══‰ ││││

││││││││││││││

┌═══┴═══┴════┬══════┴═══┴════════┬═════┴═══┴════┬═══════┴═══┴═════┬═════┴═══┴═════┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴════‰

ПАО "Энел АО "Кузбассэнерго" ОАО "Концерн АО "Интер РАО - ПАО "ОГК-2" Филиал Прочие

Россия" (3800 МВт) Росэнергоатом" Электрогенерация" (451 МВт) "Свердловский" производители

(1578,5 МВт) (1485 МВт) (1062,15 МВт) ПАО "Т Плюс" электроэнергии

(1348 МВт) (854,851 МВт)

Рисунок 3. Структура распределения установленной мощности электрических станций Свердловской области по состоянию на 1 марта 2022 года

Глава 3. ВОЗРАСТНАЯ СТРУКТУРА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

С 1 февраля 2021 года по 1 марта 2022 года существенных изменений в возрастной структуре оборудования электрических станций на территории энергосистемы Свердловской области не произошло. В указанный период проведены следующие мероприятия:

1) введено в эксплуатацию генерирующее оборудование ТЭС ООО "Аггреко Евразия" (ООО "Аггреко Евразия") установленной мощностью 14,3 МВт;

2) введено в эксплуатацию генерирующее оборудование ПТУ ПАО "СУМЗ" (ООО "Штарк Энерджи Ревда") установленной мощностью 7,5 МВт.

По состоянию на 1 марта 2022 года доля мощностей, введенных с начала 2021 года, составила 0,2%. Мощность генерирующего оборудования, введенного более 60 лет назад (до 1960 года), составила 3,1%. Возрастная структура оборудования электростанций Свердловской области на 1 марта 2022 года представлена в приложении N 1 к настоящим схеме и программе. График введенной мощности от установленной на 1 марта 2022 года показан на рисунке 4.

проценты

100 ‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰

││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│ │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│ │xxxxxx│ │39,9 ││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ ├══════┤│xxxxxx│

20 ┤│xxxxxx│ ├══════┤│││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │││xxxxxx│

││xxxxxx│ │20,3 ││││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │││xxxxxx│

10 ┤├══════┤│││││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │28,7 ││xxxxxx│

││3,1 │││││├═5,5══┤ │0,3 │├══2,0═┤ │││0,2 │

0 └══┴══════┴═┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══‰

до 1960 1961 - 1970 1971 - 1980 1981 - 1990 1991 - 2000 2001 - 2010 2011 - 2020 2021 - 2022 год

┌══════‰

│xxxxxx│ Установленная мощность, проценты

└══════…

┌══════‰

││Вводимая в процентах от установленной, проценты

└══════…

Рисунок 4. График введенной мощности от установленной на 1 марта 2022 года

Глава 4. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Основу ЭСК энергосистемы Свердловской области составляют электрические сети напряжением 0,4 - 6 - 10 - 20 - 35 - 110 - 220 - 500 кВ. Основные характеристики электросетевого хозяйства Свердловской области:

С 1 марта 2021 года по 1 марта 2022 года в части характеристик ЭСК на территории энергосистемы Свердловской области произошли следующие изменения:

1) введена в эксплуатацию ПС 110 кВ Полиметалл с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый с присоединением к сети отпайками от ВЛ 110 кВ Серов - Воронцовский ГОК с отпайками и от ВЛ 110 кВ Краснотурьинск - Воронцовский ГОК с отпайками;

2) введен в эксплуатацию силовой трансформатор Т-1 мощностью 10 МВА напряжением 110/10 кВ на ПС 110 кВ Балтымская;

3) введен в эксплуатацию силовой трансформатор Т-1 мощностью 25 МВА на ПС 110 кВ Шпагатная в рамках выполнения первого этапа реконструкции подстанции с последующей заменой на трансформатор мощностью 40 МВА;

4) на ПС 110 кВ Центральная котельная введен в эксплуатацию трансформатор Т-1 мощностью 25 МВА;

5) в рамках реконструкции ПС 110 кВ Горный Щит произведена замена трансформаторов Т-2 и Т-3 (ММПС) мощностью 16 МВА и 25 МВА соответственно с заменой на новые трансформаторы Т-1 и Т-2 мощностью 40 МВА каждый;

6) введен в эксплуатацию силовой трансформатор Т-5 на ПС 110 кВ Коксовая мощностью 63 МВА;

7) на ПС 220 кВ Окунево в связи с непригодностью к дальнейшей эксплуатации выведен из эксплуатации автотрансформатор АТ-2.

Основные характеристики приведены по данным наиболее крупных сетевых организаций на территории Свердловской области, таких как филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал "Свердловэнерго" ОАО "МРСК Урала", АО "Екатеринбургская электросетевая компания", АО "Облкоммунэнерго" и ОАО "РЖД". На территории Свердловской области также функционирует более 45 территориальных сетевых организаций. Характеристика ЭСК Свердловской области по классам напряжения на 1 марта 2022 года приведена в приложении N 2 к настоящим схеме и программе.

Глава 5. ОСНОВНЫЕ ВНЕШНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Энергосистема Свердловской области входит в объединенную энергосистему Урала и граничит с энергосистемами Пермского края, Челябинской и Курганской областей, Республики Башкортостан, а также с энергосистемой Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Внешние электрические связи энергосистемы Свердловской области представлены в таблице 3.

Таблица 3

ВНЕШНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 6. АНАЛИЗ БАЛАНСА РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 КВ И ВЫШЕ, А ТАКЖЕ РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ВВОДУ ИСТОЧНИКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Напряжение в электрической сети 110 - 220 - 500 кВ энергосистемы Свердловской области контролируется и регулируется в контрольных пунктах по напряжению. Заданные уровни напряжений в контрольных пунктах выдерживаются путем отдачи субъектам электроэнергетики команд на изменение режима работы генерирующего оборудования по реактивной мощности, режима работы средств компенсации реактивной мощности, коэффициента трансформации автотрансформаторов и иное.

В целях регулирования напряжения в сети 110 - 220 - 500 кВ энергосистемы Свердловской области на энергообъектах установлены и используются следующие виды средств компенсации реактивной мощности: шунтирующие реакторы и батареи статических конденсаторов. Суммарная установленная мощность средств компенсации реактивной мощности на 1 марта 2022 года составила 976,72 Мвар.

Характеристика средств компенсации реактивной мощности с номинальным напряжением 110 кВ и выше на 1 марта 2022 года приведена в приложении N 3 к настоящим схеме и программе.

Анализ баланса реактивной мощности в электрической сети 110 - 220 - 500 кВ энергосистемы Свердловской области показывает, что существующих средств компенсации реактивной мощности и других устройств (оборудования), обеспечивающих регулирование напряжения, достаточно для поддержания напряжения в сети в допустимых пределах, разработка рекомендаций по вводу дополнительных источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности не требуется.

Глава 7. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Период с 2017 до начала 2018 года характеризуется приростом потребления электрической энергии в энергосистеме Свердловской области, что связано с восстановлением экономической ситуации после введенных ранее внешних экономических санкций.

В 2020 году зафиксировано существенное снижение потребления электрической энергии в энергосистеме Свердловской области. В 2020 году по сравнению с 2019 годом потребление электрической энергии снизилось на 4,0%, что связано с эпидемиологическими факторами (распространение новой коронавирусной инфекции (COVID-19)). В 2021 году наблюдался восстановительный рост на 4,0%.

Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы представлена в таблице 4 и на рисунке 5. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году показана на рисунке 6.

Таблица 4

ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2017 - 2021 ГОДЫ

млн. кВт.ч

‰

44000,0 ┤

│

43500,0 ┤43489,6

│┌══════‰ 43078,8 43004,5

43000,0 ┤42872,1 ││┌══════‰ ┌══════‰

│┌══════‰ ││││││

42500,0 ┤││││││││

│││││││││

42000,0 ┤││││││││

│││││││││

41500,0 ┤││││││41347,0 ││

│││││││┌══════‰ ││

41000,0 ┤││││││││││

│││││││││││

40500,0 ┤││││││││││

│││││││││││

40000,0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2017 2018 2019 2020 2021 год

Рисунок 5. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы

Динамика

потребления

в процентах

5,0 ‰

│

│

│4,0

4,0 ┤┌══════‰

│││

│││

│││

3,0 ┤││

│││

│││

│││

2,0 │││

│││

│1,4 ││

│1,1 ┌══════‰ ││

1,0 ┤┌════‰ ││││

│││││││

│││││││

│││││││

0,0 ┼════┴════┴══┬═┴══════┴═┬═┬══════┬═┬═┬══════┬═┬═┴══════┴═‰

│2017 2018 │2019 ││2020 │2021 год

│││││

│└══════…││

-1,0 ┤-0,9 ││

│││

│││

│││

-2,0 ┤││

│││

│││

│││

-3,0 ┤││

│││

│││

│││

-4,0 ┤└══════…

│-4,0

│

│

│

-5,0 …

Рисунок 6. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году

Период с 2017 до конца 2021 года характеризуется разнонаправленной динамикой изменения максимумов потребления мощности. Одним из определяющих факторов, который оказывает влияние на величину максимума потребления мощности энергосистемы, является температура наружного воздуха.

Годовые объемы потребления электрической энергии в большей степени определяют объективную динамику потребления электрической энергии и мощности, преимущественно обусловленную макроэкономическими факторами, поскольку на годовом интервале климатические факторы в основном нивелированы.

По сравнению с 2020 годом в 2021 году максимум потребления мощности увеличился на 395 МВт, или на 6,6%. На такое значительное увеличение, потребления помимо температурного фактора, оказал влияние восстановительный рост экономики после окончания ограничений, вводимых в 2020 году вследствие эпидемиологического фактора (распространение новой коронавирусной инфекции (COVID-19)).

Динамика изменения максимума потребления мощности энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы представлена в таблице 5. Годовой максимум потребления мощности энергосистемы Свердловской области показан на рисунке 7. График изменения максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 8.

Таблица 5

ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА ПОТРЕБЛЕНИЯ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2017 - 2021 ГОДЫ

МВт

6500 ‰ 6460

│┌══════‰ 6456 6408

6400 ┤││┌══════‰ ┌══════‰

│││6349 ││││

6300 ┤││┌══════‰ ││││

│││││││││

6200 ┤││││││││

│││││││││

6100 ┤││││││││

│││││││6013 ││

6000 ┤││││││┌══════‰ ││

│││││││││││

5900 ┤││││││││││

│││││││││││

5800 ┤││││││││││

│││││││││││

5700 ┼═════┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2017 2018 2019 2020 2021 год

Рисунок 7. Годовой максимум потребления мощности энергосистемы Свердловской области

Изменение максимума

нагрузки в процентах

8,0 ‰

│

│6,6

│┌══════‰

6,0 │││

│││

│││

│││

4,0 ┤││

│││

│││

│││

2,0 ┤1,7 ││

│┌══════‰ ││

│││││

│││││

0,0 ┼═════┬══════┬═┬═┬══════┬═┬═┴══════┴═┬═┬══════┬══┬═┴══════┴══‰ год

││2017 ││2018 │2019 │2020 │2021

│││││││

│││└══════…││

-2,0 ┤││-1,7 ││

│└══════…││

│-2,4 ││

│││

-4,0 ┤││

│││

│││

│││

-6,0 ┤││

│└══════…

│-6,9

│

-8,0 …

Рисунок 8. График изменения максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году

Глава 8. СТРУКТУРА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

В структуре потребления электрической энергии Свердловской области преобладают промышленные потребители. Наибольшую долю в электропотреблении составляют потребители черной и цветной металлургии - около 28%, население - около 11%, собственные нужды электростанций (энергетика) - около 8%, добывающая промышленность - около 5%.

Структура потребления электрической энергии Свердловской области показана на рисунке 9.

Перечень наиболее крупных существующих потребителей электрической энергии в энергосистеме Свердловской области приведен в приложении N 4 к настоящим схеме и программе.

Перечень наиболее крупных перспективных потребителей электрической энергии в энергосистеме Свердловской области приведен в приложении N 5 к настоящим схеме и программе.

38%

┌═══‰

││

28% ││

┌═══‰ ││

││││

││││

││││

││││

││││11%

││8% ││┌═══‰

││┌═══‰ ││││

││││5% ││││4%

││││┌═══‰ 2% ││││┌═══‰ 2%

││││││1% ┌═══‰ ││1% ││││┌═══‰

││││││┌═══‰ ││││┌═══‰ ││││││

┌═══┴═══┴════┬═══┴═══┴═══┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴════┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴══════┬════┴═══┴══════┬═══┴═══┴═══┬═══┴═══┴═══┬═══┴═══┴══‰

Черная и Энергетика Добывающая Перекачка Химическая Другие виды Производство Население Электро- Потери

цветная промышленность нефти и газа промышленность деятельности стройматериалов транспорт ЕНЭС

металлургия

Рисунок 9. Структура потребления электрической энергии Свердловской области

Глава 9. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО ТИПАМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВИДАМ СОБСТВЕННОСТИ

Производство электрической энергии в энергосистеме Свердловской области в 2021 году составило 56671,1 млн. кВт.ч, что выше уровня 2021 года на 254,1 млн. кВт.ч.

Структура выработки электрической энергии в 2017 - 2021 годах представлена в таблице 6 и на рисунке 10.

Таблица 6

СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В 2017 - 2021 ГОДАХ

млн. кВт.ч

┌═══════‰19,80 ┌════════‰21,60 ┌════════‰13,40

┌════════‰26,20 ┌════════‰19,80 │yyyyyyy│ │yyyyyyyy│ │yyyyyyyy│

│yyyyyyyy│ │yyyyyyyy│ ├═══════┤├════════┤├════════┤

├════════┤├════════┤│││││7806,00 │

│││││9778,69│ ││││

50000 ‰ │10201,90│ │8838,20 ││││10831,05│ ├════════┤┌═‰

│││├════════┤├═══════┤│││xxxxxxxx│ │y│ ГЭС

│├════════┤│xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ ├════════┤│xxxxxxxx│ └═…

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ┌═‰

40000 ┤│xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ││АЭС

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ └═…

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ┌═‰

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │x│ ТЭС

30000 ┤│xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ └═…

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││44551,80│ │45942,50│ │46441,8│ │45564,30│ │48851,70│

20000 ┤│xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

10000 ┤│xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

0 ┼═══┴════════┴═══┬═══┴════════┴═══┬═══┴═══════┴═══┬═══┴════════┴═══┬═══┴════════┴═════‰

2017 2018 2019 2020 2021 год

Рисунок 10. Структура выработки электрической энергии в 2017 - 2022 годах

Глава 10. ХАРАКТЕРИСТИКА БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2017 - 2021 ГОДЫ

В период с 2017 по 2021 год энергосистема Свердловской области была избыточной как по мощности, так и по электрической энергии. Баланс электрической энергии энергосистемы Свердловской области приведен в таблице 7. Баланс мощности энергосистемы Свердловской области приведен в таблице 8.

Таблица 7

БАЛАНС ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Таблица 8

БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Избытки сальдо перетоков электрической энергии и мощности энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы приведены на рисунках 11 и 12.

млн. кВт.ч

16000 ‰

│15070,0

│┌═════‰

14000 ┤││13666,6

│13161,5 ││┌═════‰

│┌═════‰ ││││

12000 ┤11907,8 ││││││

│┌═════‰ 11311,0 ││││││

│││┌═════‰ ││││││

10000 │││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

8000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

6000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

4000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

2000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

0 ┼═══┴═════┴═┬═┴═════┴══┬═┴═════┴═┬═┴═════┴══┬═┴═════┴═══‰

2017 2018 2019 2020 2021 год

Рисунок 11. Избыток сальдо перетоков электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы

МВт

1800 ‰ 1696

│┌══════‰

1600 ┤1583 1555 ││

│┌══════‰ ┌══════‰ ││

1400 ┤1254 ││1346 ││││

│┌══════‰ ││┌══════‰ ││││

1200 ┤││││││││││

│││││││││││

1000 ┤││││││││││

│││││││││││

800 ┤││││││││││

│││││││││││

600 ┤││││││││││

│││││││││││

400 ┤││││││││││

│││││││││││

200 ┤││││││││││

│││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══‰

2017 2018 2019 2020 2021 год

Рисунок 12. Избыток сальдо перетоков мощности энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы

Глава 11. МОНИТОРИНГ ПРИРОСТА ФАКТИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ, А ТАКЖЕ ПОСТУПАЮЩИХ ЗАЯВОК НА ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРИСОЕДИНЕНИЯ В ГОРОДЕ ЕКАТЕРИНБУРГЕ

Данные мониторинга прироста фактической нагрузки, а также поступающих заявок на осуществление технологического присоединения в энергорайонах города Екатеринбурга, в которых фиксируется наибольшее количество таких заявок (Екатеринбургский энергорайон, энергорайон ПС 110 кВ Сибирская, энергорайон транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская), приведены на рисунках 13 - 18.

Анализ приведенных на рисунках 13 - 18 графиков свидетельствует об отсутствии прироста потребления электрической мощности в энергорайонах города Екатеринбурга, в которых фиксируется наибольшее количество поступающих заявок на осуществление технологического присоединения.

Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

1600 ‰ 1533 1502 1560 ┌400,0

│x 1453 x 1488 x │

┤x x 1441 ├350,0

│x │

1200 ┤├300,0

││

┤├250,0

││

800 ┤181,9 ├200,0

│┌══════‰ 153,9 │

┤││126,0 127,7 ┌══════‰ 131,6 ├150,0

│││┌══════‰ ┌══════‰ ││┌══════‰ 107,5 │

400 ┤││││││││││┌══════‰ ├100,0

││││││││││││││

┤││││││││││││├50,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┤0,0

2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год 2021 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт

x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 13. Динамика прироста фактической нагрузки в Екатеринбургском энергорайоне

Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

600 ‰

│

│

500 ┤

│

│

400 ┤

│317,0

│┌══════‰

300 ┤││

│││

│││

200 ┤││

│││134,1

│││┌══════‰

100 ┤││││

│││││9,0 4,9 5,0

│││││┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ 0,0

0 ┼══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══‰

2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год 2027 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 14. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в Екатеринбургском энергорайоне

Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

500 ‰ 483 477 473 ┌200,0

│x 460 x 465 x │

450 ┤x x 446 ├180,0

│x │

400 ┤├160,0

││

350 ┤├140,0

││

300 ┤├120,0

││

250 ┤├100,0

││

200 ┤74,9 ├80,0

│┌══════‰ │

150 ┤││47,2 48,6 ├60,0

│││┌══════‰ 39,5 ┌══════‰ │

100 ┤││35,5 34,8 ││┌══════‰ ││├40,0

│││┌══════‰ ┌══════‰ │││││││

50 ┤││││││││││││├20,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┼0,0

2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год 2021 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт

x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 15. Динамика прироста фактической нагрузки в энергорайоне ПС 110 кВ Сибирская

Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

500 ‰

│

│

│

400 ┤

│

│

│

300 ┤

│

│

│

200 ┤

│

│142,4

│┌══════‰

100 ┤││

│││39,5

│││┌══════‰ 5,3 3,6

│││││┌══════‰ ┌══════‰ 0,0 0,0

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══┬═┴═══════┴══┬═┴═══════┴══‰

2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год 2027 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 16. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в энергорайоне ПС 110 кВ Сибирская

Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

150 ‰ ┌100,0

│136 │

│133 131 130 x 132 ├90,0

│x 124 x x x │

│x ├80,0

││

100 ┤├70,0

││

│├60,0

││

│├50,0

││

│├40,0

50 ┤31,9 │

│┌══════‰ ├30,0

│││21,1 │

│││16,9 18,7 ┌══════‰ ├20,0

│││13,5 14,1 ┌══════‰ ┌══════‰ │││

│││┌══════‰ ┌══════‰ ││││││├10,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┼0,0

2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год 2021 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт

x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 17. Динамика прироста фактической нагрузки в энергорайоне транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская

Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

150 ‰

│

│

│

│

100 ┤

│

│

│

│

50 ┤

│31,4

│┌══════‰

│││7,5

│││┌══════‰ 0,0 0,0 0,0 0,0

0 ┼══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴═┬═┴═══════┴═┬═┴═══════┴══‰

2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год 2027 год

┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 18. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в энергорайоне транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская

Глава 12. СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ

Достигнутый уровень производства электроэнергии на электростанциях Свердловской области - 56,7 млрд. кВт.ч (в том числе 7,8 млрд. кВт.ч на АЭС). Кроме того, на электростанциях вырабатывается более 54% тепловой энергии, производимой в Свердловской области.

Структура органического топлива, используемого при выработке электроэнергии тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 56%, уголь - 43%, мазут - 1%.

Структура топлива, используемого в целях производства тепла тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 83%, уголь - 12%, продукты переработки нефти - 2%, прочее - 3%.

Общая структура топливного баланса электростанций Свердловской области с учетом топливного коэффициента АЭС составляет: газ - 45,2%, уголь - 36,4%, ядерное топливо - 16,1%, прочее - 2,3%.

Основной угольной базой для электростанций Свердловской области является Экибастузский бассейн (Республика Казахстан, Павлодарская область). Природный газ поступает из Западной Сибири. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области представлена на рисунке 19.

45,2%

┌══════‰

││

││36,4%

││┌══════‰

││││

││16,1% ││

││┌══════‰ 2,3% ││

││││┌══════‰ ││

┌══┴══════┴══════┴══════┴════════┴══════┴═════┴══════┴═‰

Газ Ядерное топливо Прочее Уголь

Рисунок 19. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области

Наличие в Свердловской области Рефтинской ГРЭС - крупнейшей электростанции в стране, использующей уголь в качестве основного топлива, обусловило более высокую долю угля в топливном балансе Свердловской области, чем по Российской Федерации в целом. Обеспечивая диверсифицированность топливной базы, Рефтинская ГРЭС тем не менее является крупнейшим в регионе загрязнителем, который наряду с выбросами оксидов углерода, азота и серы в атмосферу образует ежегодно около 4 млн. тонн твердых остатков в виде золы.

Глава 13. АНАЛИЗ НАЛИЧИЯ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

В настоящей главе приведены результаты анализа выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, отмечены предложения по строительству (выводу из эксплуатации, реконструкции, техническому перевооружению) источников тепловой энергии. В целях более подробного описания проблематики в существующей системе теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, ниже представлены результаты анализа существующего состояния и перспектив развития систем теплоснабжения по некоторым из крупных населенных пунктов Свердловской области. Перечень выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, приведен в приложении N 6 к настоящим схеме и программе.

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

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

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

2) закрытие низкоэффективных котельных;

3) возможность работы низкоэффективных котельных в "пиковом" режиме;

4) внедрение энергосберегающих мероприятий;

5) перевод потребителей с открытой схемы подключения на закрытую.

Федеральный закон от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" предполагает повсеместный переход теплоснабжения на закрытую схему при проектировании новых тепловых сетей и реконструкции существующих. Реализация перехода на закрытую схему - задача муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области.

Согласно Постановлению Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" в рамках схемы теплоснабжения должны быть обоснованы следующие предложения:

1) реконструкция и строительство тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой мощности (использование существующих резервов);

2) строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку в осваиваемых районах поселения;

3) строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения;

4) строительство или реконструкция тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, в том числе за счет перевода котельных в "пиковый" режим работы или ликвидации котельных;

5) строительство тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения;

6) реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки;

7) реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса;

8) строительство и реконструкция насосных станций.

Глава 14. ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА

Система теплоснабжения города Екатеринбурга является крупнейшей в Свердловской области. Численность населения города Екатеринбурга на 1 января 2021 года составляет 1378,9 тыс. человек, площадь территории - 1143 кв. км.

В городе Екатеринбурге преобладает централизованное теплоснабжение от ТЭЦ, крупных муниципальных районных и промышленных котельных, в организации которого участвуют 52 предприятия. Всего на территории города Екатеринбурга работает более 111 теплоисточников.

Базовыми источниками теплоснабжения являются источники с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии:

1) Ново-Свердловская ТЭЦ, Свердловская ТЭЦ, ТЭЦ ул. Фронтовых бригад, д. 18, Академическая ТЭЦ (ПАО "Т Плюс");

2) Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия");

3) ТЭЦ ЗАО Межотраслевой концерн "Уралметпром" (ЗАО МК "Уралметпром");

4) ТЭЦ ЭПК УрФУ;

5) электростанции АО "ГТ Энерго".

От ТЭЦ и ГРЭС обеспечивается около 65% суммарной нагрузки потребителей города, от крупных котельных теплопроизводительностью более 100 Гкал/ч - 21%.

Энергоисточниками объединенной системы централизованного теплоснабжения обеспечивается около 69% суммарной нагрузки потребителей города.

В городе Екатеринбурге центральным отоплением оборудовано около 23 млн. кв. м жилой площади (96% жилого фонда города Екатеринбурга), горячим водоснабжением - около 21,5 млн. кв. м жилой площади (90% жилого фонда города Екатеринбурга). Производительность водоподготовок для обеспечения горячего водоснабжения потребителей по схеме "открытого" водоразбора и восполнения утечек в сетях и потребительских системах составляет около 13000 куб. м/ч, в том числе в системе централизованного теплоснабжения - 10950 куб. м/ч.

Суммарная установленная тепловая мощность теплоисточников города Екатеринбурга составляет 8587,5 Гкал/ч, располагаемая мощность нетто - 7291,15 Гкал/ч, расчетная нагрузка - 5126,63 Гкал/ч.

Характеристика зон теплоснабжения города Екатеринбурга представлена в таблице 9.

Таблица 9

ХАРАКТЕРИСТИКА ЗОН ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА

Параграф 1. ОБЪЕМ, СТРУКТУРА И ДИНАМИКА РЫНКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА

Структура отпуска тепловой энергии в зоне централизованного теплоснабжения приведена в таблице 10.

Таблица 10

СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В ЗОНЕ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Параграф 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

Протяженность тепловых сетей в границах муниципального образования "город Екатеринбург" на 1 января 2022 года составляла 3443,1 км в однотрубном исчислении (суммарная протяженность тепловых сетей собственных, арендуемых, принятых по концессионному соглашению, обслуживаемых по договору эксплуатации, бесхозяйных, включая протяженность тепловых сетей города Березовского, переданных АО "ЕТК" по концессионному соглашению, составляет 3519,9 км), в том числе:

1) протяженность собственных и арендуемых тепловых сетей АО "ЕТК" в границах муниципального образования "город Екатеринбург" - 2852 км (суммарная протяженность всех тепловых сетей АО "ЕТК", включая город Березовский, - 2928,81 км);

2) протяженность тепловых сетей ПАО "Т Плюс" - 76,04 км;

3) протяженность тепловых сетей МУП "Екатеринбургэнерго" - 64,992 км;

4) суммарная протяженность тепловых сетей прочих ведомств - 387,247 км;

5) суммарная протяженность бесхозяйных тепловых сетей - 62,82 км.

В тепловых сетях ОСЦТ города Екатеринбурга функционируют 12 насосно-перекачивающих станций.

Параграф 3. ПРОГНОЗ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА

Прирост тепловых нагрузок к 2030 году в границах города Екатеринбурга в зоне действия источников тепловой энергии с учетом требований к энергетической эффективности зданий, строений и сооружений по прогнозам составит 722,0 Гкал/ч, из них:

419,0 Гкал/ч - в период 2021 - 2025 годов;

303,0 Гкал/ч - в период 2026 - 2030 годов.

С учетом городов-спутников прирост составит 844 Гкал/ч, из них:

480,0 Гкал/ч - в период 2021 - 2025 годов;

364,0 Гкал/ч - в период 2026 - 2030 годов.

Наибольший прирост теплопотребления ожидается в следующих районах (микрорайонах): Орджоникидзевский, ВИЗ-Правобережный, Уралмаш, Эльмаш, юг Центра, в том числе в мкр-н "Академический" и район УрФУ.

В целях обеспечения ожидаемого роста теплопотребления жилого фонда в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" актуализирована схема теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года, утвержденная Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 26.10.2018 N 933 "Об утверждении актуализированной схемы теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года".

Параграф 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ В РАЗРЕЗЕ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Город Екатеринбург характеризуется высокой долей коммунального потребления. Перспективное развитие в городе Екатеринбурге в основном связано с интенсивным жилищным строительством в зоне городской застройки, а также освоением новых крупных планировочных районов.

В общем виде концепция развития города Екатеринбурга отражена в Генеральном плане развития городского округа - муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года, утвержденном Решением Екатеринбургской городской Думы от 06.07.2004 N 60/1 "Об утверждении Генерального плана развития городского округа - муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года", основные положения которого 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:

1) 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. Правительством Свердловской области и Администрацией города Екатеринбурга разработаны и реализуются программы энергосбережения;

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

3) вводимые новые здания имеют гораздо меньшее теплопотребление.

С учетом этих обстоятельств возникновение локальных дефицитов и ограничений по пропускной способности сетей можно сократить путем ускорения процессов энергосбережения в районах ожидаемого дефицита.

Параграф 5. ТЕКУЩИЙ И ПЕРСПЕКТИВНЫЙ БАЛАНС ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ВКЛЮЧАЯ ОЦЕНКУ ОГРАНИЧЕНИЙ ПО ВЫДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ

По состоянию на 1 февраля 2022 года:

установленная мощность энергоисточников города Екатеринбурга составила 8587,5 Гкал/ч;

располагаемая мощность энергоисточников города Екатеринбурга составила 7529,17 Гкал/ч;

величина расчетной тепловой нагрузки на коллекторах по городу Екатеринбургу составила 5126,63 Гкал/ч.

В целом дефицит существующей тепловой мощности не выявлен.

Параграф 6. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВООРУЖЕНИЮ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ "ГОРОД ЕКАТЕРИНБУРГ"

В зонах нового строительства, не обеспеченных теплоснабжением, в соответствии с прогнозом перспективной застройки и прогнозом прироста тепловой нагрузки строительство объектов теплопотребления предполагается к 2030 году.

Для покрытия перспективного спроса на тепловую нагрузку в период до 2030 года планируется строительство пяти котельных:

1) котельная ЖР Компрессорного;

2) котельная мкр-на Новокольцовского (котельная мкр-на Новокольцовского планируется для обеспечения объектов XXXII Всемирной летней универсиады 2023 года, а также перспективной застройки микрорайона; строительство котельной планируется за счет средств ПАО "Т Плюс");

3) котельная ПР Шарташского;

4) котельная поселка Сысерть;

5) котельная Краснофлотцев, д. 48б.

Раздел 4. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 15. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

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 объектов по производству электрической энергии 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 (Пермского края, Курганской и Челябинской областей).

Глава 16. ХАРАКТЕРИСТИКА ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 КВ И ВЫШЕ

По состоянию на 1 марта 2022 года в энергосистеме Свердловской области отсутствовали энергорайоны, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений.

С учетом того что рост нагрузки по энергосистеме Свердловской области до 2027 года составляет около 1% в год, результаты расчетов электроэнергетических режимов на перспективный период аналогичны результатам расчетов, приведенным на этап 2022 года, соответственно энергорайоны, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, будут отсутствовать и в перспективном периоде.

Глава 17. ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

ЭСК Свердловской области характеризуется следующими проблемами:

1) значительное количество электросетевых объектов, имеющих высокий физический износ;

2) значительное количество морально устаревших устройств релейной защиты и автоматики (в том числе противоаварийной автоматики), автоматической информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии, находящихся в эксплуатации;

3) значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, находящегося в эксплуатации и снижающего надежность энергосистемы;

4) наличие бесхозяйных объектов энергетической инфраструктуры без надлежащего технического обслуживания, приводящего к обветшанию, невозможности нести расчетную нагрузку и обеспечивать параметры ГОСТа по качеству электроэнергии (сверхнормативное отклонение напряжения) и электробезопасности;

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

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

7) распределительные сети низшего напряжения находятся в собственности 49 организаций, среди которых многие не несут ответственности за надежное электроснабжение потребителей, снижая общую надежность и управляемость таких сетей;

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

Глава 18. 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 (АО "Кузбассэнерго") 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:

реконструкцию золоулавливающих устройств;

реконструкцию систем газоочистки;

реконструкцию 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 Свердловской области, 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%.

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 правовой 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 и лесных ресурсах).

Глава 19. ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

1. Износ основных фондов.

Износ магистральных тепловых сетей, находящихся в собственности АО "ЕТК", составляет 59% (243,0 км).

Как показывает статистика, большинство случаев повреждений на тепловых сетях происходит на подземных участках, что составляет 73,6% от общего числа инцидентов.

Наиболее распространенными типами повреждения на тепловых сетях АО "ЕТК", использующихся для транспорта теплоносителя, являются наружная коррозия и свищи. Количество повреждений в магистральных тепловых сетях АО "ЕТК" показано на рисунке 20.

Средний износ тепловых сетей по городу Екатеринбургу составляет 46%. Аварийность на муниципальных тепловых сетях объясняется большим объемом принимаемых в муниципальную собственность бесхозных тепловых сетей с износом более 90%. За период 2017 - 2021 годов принято на муниципальный баланс 146,2 км бесхозных тепловых сетей.

Объемы перекладок сдерживаются регулированием тарифов и недостаточным финансированием со стороны бюджетов.

400 ‰

│

│371

│┌═══‰

│││

│││

350 ┤││

│││

│││343

│││332 333 ┌═══‰

│││324 ┌═══‰ 322 ┌═══‰ ││

│302 306 ││┌═══‰ ││┌═══‰ ││││

300 ┤┌═══‰ ┌═══‰ ││││││││││││

│287 ││││││││285 ││││││││

│┌═══‰ 275 ││││││││┌═══‰ ││││││││

│││┌═══‰ ││││││││││││││││││

│││││││││││││││││││││││

│││││││││││││││││││││││

250 ┤││││││││││││││││││││││

│││││││││││││││││││││││

│241 ││││243 ││││││││││││││││││

│┌═══‰ ││││┌═══‰ ││236│ │││││││││││││││

│224 229 ││││││││││┌═══┤│││││││││││││││

│┌═══‰ ┌═══‰ ││││││││212│ ││xxx│ │││││││││││││││

200 ┤││192 ││││││││││┌═══┤││xxx│ │││││││││││││││

│││187 ┌═══‰ │││││││││││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

│││┌═══‰ │││││││││││││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

││││││││││││││││││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

│││││││││││││││157│ ││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

│││││││││││││││┌═══┤││xxx│ ││xxx│ │151│ │││││││││││149 ││

150 ┤│││││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │┌═══┤│││││││││││┌═══‰ ││

││││││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

││││││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

││││││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

││││││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

│││││││││││││99 │││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │102│ │││││││││││││

100 ┤││││││││││││┌═══┤││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │┌═══┤│98 ││92 ││││││92 ││││

│││││││││││80 │││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │┌═══┤│┌═══┤│89 ││││┌═══┤│││

│││││││││││┌═══┤││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │├xxx│ │┌═══┤│82 │││xxx│ │││

││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │├xxx│ │┌═══┤││xxx│ │67 ││

││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │┌═══┤│

││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

50 ┤│││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

│││││││32 │││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

│25│ │││24 ││┌═══┤││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

│┌═══┤│22│ │┌═══┤││xxx│ ││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

││xxx│ │┌═══┤││xxx│ ││xxx│ │7 │││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

0 ┼══┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═‰

2001 - 2002 - 2003 - 2004 - 2005 - 2006 - 2007 - 2008 - 2009 - 2010 - 2011 - 2012 - 2013 - 2014 - 2015 - 2016 - 2017 - 2018 -

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

┌═══‰

││В межотопительный период

└═══…

┌═══‰

│xxx│ В отопительный период

└═══…

Рисунок 20. Количество повреждений в магистральных тепловых сетях АО "ЕТК"

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 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.

Основные проблемы в системе теплоснабжения Свердловской области приведены в таблице 11.

Таблица 11

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 20. 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 Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, 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 Свердловской области гораздо более высокую, чем по Российской Федерации в целом. С учетом того, 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 важны 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, потребляющим около 35% 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 21. 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.

Основными направлениями уменьшения экологической нагрузки предприятий энергетики на окружающую среду остаются снижение объема вредных выбросов в атмосферу и снижение объема размещаемых отходов.

Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий энергетики и их доля в суммарном выбросе загрязняющих веществ в атмосферу по Свердловской области показана в таблице 12.

Динамика сбросов загрязненных сточных вод от предприятий энергетики и их доля в суммарном сбросе по Свердловской области показаны в таблице 13.

Динамика обращения с отходами на предприятиях энергетики по Свердловской области и доля предприятий энергетики в общем объеме размещения отходов показаны в таблице 14.

Таблица 12

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)

Таблица 13

ДИНАМИКА СБРОСОВ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ДОЛЯ В СУММАРНОМ СБРОСЕ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Таблица 14

ДИНАМИКА ОБРАЩЕНИЯ С ОТХОДАМИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ЭНЕРГЕТИКИ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ТЫС. ТОНН/ГОД)

С целью снижения негативного воздействия на окружающую среду ряду предприятий энергетического комплекса предложено заключить соглашения с Правительством Свердловской области о взаимодействии в сфере охраны окружающей среды, включающие среднесрочные и долгосрочные программы природоохранных мероприятий.

На 1 февраля 2022 года с Правительством Свердловской области были заключены соглашения о взаимодействии в сфере охраны окружающей среды ПАО "ОГК-2" в части деятельности Серовской ГРЭС (от 30.10.2013) и АО "Интер РАО - Электрогенерация" в части деятельности филиала "Верхнетагильская ГРЭС" (от 13.07.2015).

Глава 22. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Параграф 7. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Под малой генерацией в настоящих схеме и программе подразумеваются электростанции установленной мощностью менее 25 МВт, которые производят электрическую и тепловую энергию в непосредственной близости от ее конечного потребления. В качестве малой генерации не рассматриваются существующие социальные источники тепла: муниципальные котельные и ТЭЦ с преимущественно тепловой нагрузкой, построенные начиная с середины XX века с технологическими особенностями того периода.

На 1 марта 2022 года доля малой генерации от суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы Свердловской области оценивается примерно в 2,83%.

По данным проектных организаций, энергосервисных компаний и поставщиков оборудования, существует также множество объектов малой генерации единичной мощностью 200 - 600 кВт во внутренних сетях электроснабжения потребителей.

Текущая ситуация характеризуется тем, что малая генерация в Свердловской области наиболее интенсивно развивается на производственных объектах потребителей электрической энергии ввиду необходимости обеспечения энергетических потребностей производственного процесса в кратчайшие сроки и с минимальной себестоимостью. Для выработки электрической и тепловой энергии на электростанциях, относящихся к малой генерации, преимущественно используется углеводородное топливо (газ), в крупных котельных для выработки электрической энергии применяются в том числе редукционные установки. Электростанции, относящиеся к малой генерации, на основе возобновляемых источников энергии представлены незначительно, что обусловлено климатическими особенностями Свердловской области.

Большинство электростанций, относящихся к малой генерации, работают параллельно с энергосистемой Свердловской области с выдачей или без выдачи мощности в прилегающую электрическую сеть сетевых организаций, что для собственников таких электростанций обеспечивает наиболее эффективный технологический режим работы электростанции и высокие экономические показатели.

Параграф 8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ

С учетом существующего состояния электросетевой инфраструктуры Свердловской области, ее климатических особенностей и экономического развития можно провести анализ перспектив развития малой генерации в Свердловской области. В качестве основных критериев, определяющих возможности увеличения доли малой генерации в суммарной установленной мощности энергосистемы Свердловской области, рассматриваются:

1) доступность электросетевой инфраструктуры, включая загрузку центров питания 35 - 110 кВ, а также необходимость электрификации удаленных районов;

2) наличие теплоэнергетической инфраструктуры и учет возможной потребности в низко- и среднепотенциальном тепле для производственных нужд;

3) наличие и степень развития распределительных газовых сетей как основной топливной инфраструктуры;

4) возможность использования местных видов топлива в качестве альтернативной топливной инфраструктуры.

Наличие развитой электросетевой, теплоэнергетической и топливной инфраструктуры является одним из ключевых показателей развития Свердловской области.

Важным критерием при выборе мест размещения генерации является наличие топливной инфраструктуры. В качестве основного вида топлива для выработки тепловой и электрической энергии в энергоустановках малой мощности применяется природный газ. На территории Свердловской области действуют несколько газораспределительных организаций, обслуживающих бытовых и промышленных потребителей Свердловской области: АО "Екатеринбурггаз", ГУП СО "Газовые сети", АО "ГАЗЭКС", АО "Регионгаз-инвест", АО "Газпром газораспределение Екатеринбург", ООО "АльфаСтрой". В соответствии с данными о зонах обслуживания производственных участков указанных газораспределительных организаций газовая инфраструктура не развита в Сосьвинском городском округе, Гаринском городском округе и Таборинском муниципальном районе Свердловской области, что, в свою очередь, исключает появление в этих муниципальных образованиях объектов малой генерации, работающих на природном газе. Следует отметить, что некоторые муниципальные образования, расположенные на территории Свердловской области, газифицированы частично.

Развитие малой генерации в зоне децентрализованного энергоснабжения целесообразно осуществлять за счет повышения эффективности использования местных энергоресурсов. Строительство муниципальных объектов малой генерации, в том числе на основе возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива, является одним из направлений снижения энергодефицита и диверсификации источников энергии, которое позволяет обеспечить тепловой и электрической энергией отдаленные и труднодоступные районы.

Одним из таких возможных направлений является использование отходов лесообрабатывающей промышленности. Крупнейшие предприятия лесообрабатывающей промышленности сосредоточены в Муниципальном образовании Алапаевское, Ивдельском, Новолялинском, Артинском, Ачитском городских округах и городском округе Красноуфимск Свердловской области. В качестве топлива для энергоустановок малой мощности могут служить опилки, щепа, стружка или дрова при использовании газогенератора, топливные брикеты из древесины и топливные пеллеты (гранулы).

В Гаринском городском округе, Тавдинском городском округе и Таборинском муниципальном районе Свердловской области перспектив для развития круглогодичных лесозаготовок нет, так как эксплуатационные запасы расположены среди болот и имеют низкую товарную производительность. Тем не менее в восточной части Свердловской области при развитии торфяного кластера целесообразно развитие малой когенерации на торфе. Наиболее крупные месторождения Свердловской области: Таборинское - 1780 млн. тонн, Гаринское - 1250 млн. тонн, Серовское - 840 млн. тонн, Туринское - 470 млн. тонн, Тавдинское - 460 млн. тонн. Разведанные запасы торфа в Свердловской области составляют более 5000 млн. тонн, в том числе балансовые запасы - более 1600 млн. тонн. Экологичное использование торфа требует внедрения современных технологий.

Карта районирования Свердловской области по условиям развития топливной инфраструктуры и перспективного теплоснабжения представлена на рисунке 21.

Рисунок 21. Карта районирования Свердловской области по условиям развития топливной инфраструктуры и перспективного теплоснабжения*

* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

Раздел 5. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 23. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Развитие электроэнергетики Свердловской области должно быть направлено на достижение следующих целей:

1) достижение целевых показателей энергокомфорта населения Свердловской области;

2) обеспечение развития производственного потенциала Свердловской области в долгосрочной перспективе, в том числе энергоемких отраслей экономики;

3) повышение конкурентоспособности экономики Свердловской области;

4) включение научно-производственного потенциала Свердловской области в технологическое развитие электроэнергетики;

5) минимизация затрат на энергоснабжение потребителей Свердловской области;

6) увеличение доли малой генерации и возобновляемых источников энергии в энергетике Свердловской области.

Для реализации целей развития энергетики Свердловской области необходимо решить следующие задачи:

1) разработка целевых показателей энергокомфорта как составляющих показателя качества жизни и способов их достижения;

2) разработка мер по преобразованию энергетики в инфраструктуру, стимулирующую развитие Свердловской области (модернизация и замена морально устаревшего оборудования, внедрение энергетически и экономически эффективных технологий и иное);

3) создание высокопроизводительных рабочих мест и модернизация существующих рабочих мест в электроэнергетическом комплексе Свердловской области;

4) разработка механизмов вовлечения научно-производственного потенциала Свердловской области в технологическое развитие электроэнергетики;

5) определение оптимальных границ развития систем централизованного и децентрализованного энергоснабжения;

6) уточнение целесообразности использования местных топливно-энергетических ресурсов Свердловской области через комплекс показателей социально-экономической, экологической, энергетической эффективности и энергобезопасности.

Глава 24. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме разработан на базе фактических показателей потребления электрической энергии и мощности за последние годы с учетом анализа имеющейся информации об утвержденных технических условиях и заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям. При разработке прогноза использованы сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках ввода их в эксплуатацию, а также характере нагрузки (виде деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам экономической деятельности и годам прогнозирования.

Формирование долгосрочного прогноза потребления электрической мощности осуществляется в условиях отсутствия метеорологических прогнозов для рассматриваемого периода прогнозирования. Статистический анализ фактических периодов максимальных нагрузок энергосистем позволяет сделать вывод, что максимум потребления мощности достигается в зимний период при существенном снижении температуры наружного воздуха относительно среднемноголетних значений.

С учетом изложенного формирование прогнозного максимума потребления мощности осуществляется для средних температурных условий прохождения максимума потребления мощности за десять предшествующих зимних периодов. Это позволяет сформировать статистически корректные прогнозные значения максимумов потребления мощности энергосистемы.

В соответствии с выполненным прогнозом потребления электрической энергии на период до 2027 года потребление электрической энергии на этап 2027 года составит 44,5 млрд. кВт.ч, что выше фактического уровня, зафиксированного в 2021 году, на 1,5 млрд. кВт.ч, или на 3,5%.

Прогноз спроса на электрическую энергию энергосистемы Свердловской области на период с 2022 по 2027 год приведен в таблице 15. Прогноз потребления электрической энергии в Свердловской области показан на рисунке 22.

Таблица 15

ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД С 2022 ПО 2027 ГОД

млн. кВт.ч

44500,0 ‰

│44300,0 44300,0

│44200,0 ┌══════‰ ┌══════‰

│44100,0 ┌══════‰ ││││

44000,0 ┤43900,0 ┌══════‰ ││││││

│43800,0 ┌══════‰ ││││││││

│┌══════‰ ││││││││││

│││││││││││││

43500,0 ┤││││││││││││

│││││││││││││

│││││││││││││

│43004,5 ││││││││││││

43000,0 ┤┌══════‰ ││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

42500,0 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

42000,0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══‰

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 год

(факт)

Рисунок 22. Прогноз потребления электрической энергии в Свердловской области

В соответствии с выполненным прогнозом максимумов потребления мощности на период до 2027 года максимальное потребление мощности энергосистемы Свердловской области составит 6693 МВт на этап 2027 года, что выше уровня фактического максимального потребления мощности, зафиксированного в 2021 году, на 285 МВт, или на 4,4%.

Прогнозные уровни максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области на период с 2022 по 2027 год приведены в таблице 16. Прогноз максимумов потребления мощности показан на рисунке 23.

Таблица 16

ПРОГНОЗНЫЕ УРОВНИ МАКСИМУМА ПОТРЕБЛЕНИЯ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД С 2022 ПО 2027 ГОД

МВт

6750 ‰

│

│6693

6700 ┤6684 ┌══════‰

│6670 ┌══════‰ ││

│┌══════‰ ││││

6650 ┤6647 ││││││

│6628 ┌══════‰ ││││││

│┌══════‰ ││││││││

6600 ┤6594 ││││││││││

│┌══════‰ ││││││││││

│││││││││││││

6550 ┤││││││││││││

│││││││││││││

│││││││││││││

6500 ┤││││││││││││

│││││││││││││

│││││││││││││

6450 ┤││││││││││││

│││││││││││││

│6408 ││││││││││││

6400 ┤┌══════‰ ││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

6350 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

6300 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

6250 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴═‰

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 год

(факт)

Рисунок 23. Прогноз максимумов потребления мощности

Глава 25. ПЕРЕЧЕНЬ ПЛАНИРУЕМЫХ К СТРОИТЕЛЬСТВУ И ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Параграф 9. ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ

Объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей в период с 2022 по 2027 год учитываются на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2022 - 2028 годы.

Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях энергосистемы Свердловской области в период с 2022 по 2027 год не планируется.

Параграф 10. ПЛАНИРУЕМЫЕ ОБЪЕМЫ ВВОДА И МОДЕРНИЗАЦИЯ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

Объем ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей в период с 2022 по 2027 год определен на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2022 - 2028 годы.

В соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 07.02.2020 N 232-р 1 января 2025 года планируется окончание модернизации и начало поставки мощности на оптовый рынок ТГ-7 Среднеуральской ГРЭС, а 1 декабря 2025 года планируется окончание модернизации и начало поставки мощности на оптовый рынок ТГ-6 Среднеуральской ГРЭС с суммарным увеличением установленной мощности на 40 МВт.

В соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 06.02.2021 N 265-р 1 января 2026 года планируется окончание модернизации и начало поставки мощности на оптовый рынок Блока 1 Рефтинской ГРЭС с увеличением установленной мощности на 15 МВт.

В соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 01.07.2021 N 1793-р 1 января 2027 года планируется окончание модернизации и начало поставки мощности на оптовый рынок Блока 4 Рефтинской ГРЭС с увеличением установленной мощности на 15 МВт.

Объемы и структура модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в энергосистеме Свердловской области приведены в приложении N 7 к настоящим схеме и программе.

В период с 2022 по 2027 год в энергосистеме Свердловской области планируется ввод следующего нового генерирующего оборудования:

1) в 2022 году - ТЭС АО "Уральская фольга" максимальной мощностью 14 МВт;

2) в 2022 году - ТЭЦ ООО "Синергия" максимальной мощностью 19,9 МВт.

Объемы и структура ввода новых генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в энергосистеме Свердловской области приведены в приложении N 8 к настоящим схеме и программе.

До 2027 года с учетом ввода нового и модернизации существующего генерирующего оборудования установленная мощность электростанций энергосистемы Свердловской области увеличится на 103,9 МВт и составит 10683,401 МВт. Изменение установленной мощности энергосистемы Свердловской области с учетом объемов ввода и вывода генерирующего оборудования по основным объемам показано в таблице 17.

Также в рамках реализации технологического присоединения объектов по производству электрической энергии в 2022 - 2027 годах на территории Свердловской области планируется ввести в работу:

1) в 2022 году - КГОК ГПЭС Главная максимальной мощностью 17,2 МВт и КГОК ГПЭС Западная максимальной мощностью 4,3 МВт;

2) в 2022 году - перевод ТГ-6 Синарской ТЭЦ максимальной мощностью 12 МВт на параллельную работу с ЕЭС России;

3) в 2024 году - ввод ГУБТ-12 максимальной мощностью 8 МВт и ГУБТ-16 максимальной мощностью 11,6 МВт на ТЭЦ НТМК;

4) в 2024 году - ТЭС Энергоцентр АО "Уралэлектромедь" максимальной мощностью 22,34 МВт.

Информация, не указанная в приложении N 8 к настоящим схеме и программе, не входит в прогнозный баланс и не учитывается при расчете режимно-балансовой ситуации.

Таблица 17

ИЗМЕНЕНИЕ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ С УЧЕТОМ ОБЪЕМОВ ВВОДА И ВЫВОДА ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ОСНОВНЫМ ОБЪЕМАМ

Глава 26. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОЙ БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ (ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ) НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД

Балансы электрической энергии и мощности по энергосистеме Свердловской области сформированы на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2022 - 2028 годы. При формировании перспективного баланса электрической энергии энергосистемы Свердловской области потребность в производстве электрической энергии определяется с учетом прогнозных объемов потребления электрической энергии на территории региональной энергосистемы и сальдо перетоков с соседними энергосистемами. Прогноз спроса на электрическую энергию в энергосистеме Свердловской области приведен в таблице 18.

Как и до 2021 года энергосистема Свердловской области до 2027 года останется избыточной как по мощности, так и по электрической энергии.

Таблица 18

ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Прогнозный баланс мощности по энергосистеме Свердловской области приведен в таблице 19.

Таблица 19

ПРОГНОЗНЫЙ БАЛАНС МОЩНОСТИ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Глава 27. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Свердловской области на 2022 год и период 2023 - 2027 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на повышение эффективности функционирования энергосистемы:

1) обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии;

2) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанной с недопустимой перегрузкой трансформаторного оборудования;

3) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанной с неудовлетворительным состоянием линий электропередачи и оборудования;

4) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства для обеспечения надежности электроснабжения потребителей.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на 2022 год и период 2023 - 2027 годов сформированы на основе анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в энергосистеме Свердловской области 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, мероприятий, обеспечивающих техническую возможность технологического присоединения по действующим ТУ на ТП, а также на основе предложений Филиала АО "СО ЕЭС" Свердловского РДУ, филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД", АО "ЕЭСК" и иных субъектов электроэнергетики, учитывающих экспертную оценку по срокам выполнения работ по проектированию, новому строительству и реконструкции электросетевых объектов.

Перечень мероприятий по развитию ЭСК 110 кВ и выше (объектов реконструкции, нового строительства), необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области, приведен в приложении N 10 к настоящим схеме и программе.

Развитие электрических сетей напряжением 35 кВ и ниже энергосистемы Свердловской области на 2022 год и период 2023 - 2027 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на повышение эффективности функционирования энергосистемы:

1) обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии;

2) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанной с недопустимой перегрузкой трансформаторного оборудования.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 35 кВ на 2022 год и период 2023 - 2027 годов сформированы на основе предложений электросетевых компаний Свердловской области.

Перечень мероприятий по развитию ЭСК 35 кВ (объектов реконструкции, нового строительства), необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области, приведен в приложении N 11 к настоящим схеме и программе.

Карта-схема развития электрических сетей энергосистемы Свердловской области на 2022 год и на период 2023 - 2027 годов приведена в приложении N 13 к настоящим схеме и программе.

Параграф 11. РАЗВИТИЕ СЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА 110 КВ И ВЫШЕ, СВЯЗАННОГО С ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРИСОЕДИНЕНИЕМ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 25 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 02.08.2018 N 317/ТП-М4):

1) строительство КЛ 110 кВ Сварочная - Электромедь N 2 ориентировочной протяженностью 3,077 км;

2) расширение ОРУ 110 кВ на ПС 220 кВ Сварочная на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ с номинальным током 1000 А;

3) расширение ОРУ 110 кВ на ПС 110 кВ Электромедь на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ с номинальным током 1000 А.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Медно-Рудная компания" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 12 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 20.08.2019 N 8500010631):

реконструкция ПС 110 кВ Карпушиха с заменой трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ГКУ Свердловской области "Управление капитального строительства Свердловской области" (электроснабжения объектов, необходимых для проведения XXXII Всемирной летней Универсиады 2023 года в г. Екатеринбурге, и ФГАОУ ВО "УрФУ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина" (максимальная мощность энергопринимающих устройств составляет 28299,48 кВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 24.01.2020 N 8500010928)):

реконструкция ПС 35 кВ Кольцово с переводом на класс напряжения 110/10 кВ с присвоением ей диспетчерского наименования ПС 110 кВ Новокольцовская.

Для возможности реконструкции ПС 35 кВ Кольцово требуется реализация следующих мероприятий:

1) организация шлейфового захода КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская II цепь с отпайками на ПС 110 кВ Новокольцовская ориентировочной протяженностью 10,6 км;

2) установка двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый;

3) замена на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 1 с отпайками с номинальным током 500 А на ВЧЗ с номинальным током не менее 597 А;

4) замена на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 2 с отпайками с номинальным током 500 А на ВЧЗ с номинальным током не менее 569 А.

По состоянию на 1 марта 2022 года мероприятия по замене на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 1 и 2 с отпайками выполнены.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "ОЭЗ "Титановая Долина" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 16,3 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 31.12.2019 N 8500010921):

1) реконструкция ПС 110 кВ Титан с заменой двух трансформаторов мощностью 10 МВА каждый на трансформаторы мощностью 16 МВА каждый;

2) замена провода ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками на участке от ПС 220 кВ Вязовская до отпайки на ПС 110 кВ Полимер марки АС-120 (2 x 0,18 км) на провод с ДДТН не менее 450 А при температуре +18 град. C;

3) установка на ПС 220 кВ Вязовская АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками с реализацией управляющих воздействий на отключение нагрузки энергопринимающих устройств ОАО "ОЭЗ "Титановая Долина" на ПС 110 кВ Титан.

По состоянию на 1 марта 2022 года выполнена установка на ПС 220 кВ Вязовская АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками с реализацией управляющих воздействий на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Титан.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 21,63 МВт (ранее присоединенная максимальная мощность), договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 25.12.2020 N 8500011130):

1) реконструкция ПС 110 кВ Пышма с переносом ПС с производственной территории АО "Уралэлектромедь" на новую площадку и установкой трех трансформаторов мощностью 40 МВА каждый на новой площадке ПС 110 кВ Пышма;

2) перезавод КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Пышма с отпайками (ориентировочной протяженностью 0,53 км), КВЛ 110 кВ Сварочная - Пышма (ориентировочной протяженностью 0,558 км) на вновь сооружаемое ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Пышма.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "СТИЛ" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 6,64 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 17.12.2019 N 8500010748):

1) перевод отпаек на ПС 110 кВ Подволошная с ВЛ 110 кВ Первоуральская - Кузино с отпайками и ВЛ 110 кВ Первоуральская - Бойцы на ВЛ 110 кВ Первоуральская - Металл I, II цепь с отпайками (ориентировочной протяженностью 3,151 км);

2) реконструкция ПС 110 кВ Подволошная с заменой трансформаторов мощностью 16 МВА и 15 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый;

3) замена существующих трансформаторов тока ТТ В 110 кВ Т-1 и ТТ В 110 кВ Т-2 ОРУ 110 кВ Подволошная на оборудование с номинальным током не менее 126 А.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Святогор" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 44 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 24.07.2020 N 8500011122):

1) реконструкция ПС 110 кВ Волковская с переносом места размещения ПС на новое место и заменой силовых трансформаторов мощностью 6,3 МВА и 10 МВА на два трансформатора мощностью 63 МВА каждый;

2) строительство отпаек от ВЛ 110 кВ В. Тура - Тагил 1, 2 с отпайками до вновь сооружаемой на новом месте ПС 110 кВ Волковская (ориентировочной протяженностью 7,315 км).

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Атомстройкомплекс Цемент" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" (увеличение максимальной мощности энергопринимающих устройств заявителя на 5 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 18.06.2021 N 8500012959):

замена ошиновки ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС - Гагарский на ПС 110 кВ Гагарский на провод с ДДТН (АДТН) не менее 408 А (501 А) при температуре наружного воздуха +19 град. C.

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Атом-ТОР к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 22 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" по состоянию на 1 марта 2022 года находится в стадии заключения):

1) строительство двухтрансформаторной ПС 110 кВ с установкой двух трансформаторов мощностью 25 МВА каждый;

2) строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Верхнетагильская ГРЭС - Первомайская 3, 6 до вновь сооружаемой ПС 110 кВ (ориентировочной протяженностью 1 км).

Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" максимальной мощностью энергопринимающих устройств 790 кВт (договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" от 13.10.2020 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-26).

В действующих технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" максимальной мощностью 790 кВт (дополнительно к существующей мощности 1710 кВт), являющихся приложением к договору от 13.10.2020 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-26, предусмотрена установка Т-2110/6 кВ для обеспечения II категории надежности электроснабжения вновь присоединяемых энергопринимающих устройств.

В соответствии с пунктом 14(1) Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергетики, объектов по производству электрической энергетики, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861 "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям", II категория надежности электроснабжения должна быть обеспечена наличием независимых резервных источников снабжения электрической энергией.

В настоящее время на ПС 110 кВ Обжиговая установлен один трансформатор Т-1110/6 кВ мощностью 6,3 МВА и имеется связь по электрической сети 6 кВ ЗРУ 6 кВ ПС 110 кВ Обжиговая с ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР.

Требования к электроснабжению существующих и вновь вводимых энергопринимающих устройств потребителя по II категории надежности электроснабжения не могут быть обеспечены, так как ДДТН существующих КЛ 6 кВ от ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР до ПС 110 кВ Обжиговая (выполнены кабелем АСБ-3 x 70, проводом АС-120, кабелем 2ААШВ 3 x 120, кабелем АСБ 3 x 150, проводом АС-70, кабелем ААШВу 3 x 185) составляет 135 А при температуре 25 град. C (данные таблицы 1.3.18 "Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых в воздухе" ПУЭ для ограничивающего элемента - кабеля АСБ 3 x 70), а требуемая пропускная способность исходя из существующей и вновь вводимой нагрузки АО "ЕВРАЗ-НТМК" (2500 кВт) составляет 273 А при температуре 25 град. C.

В действующих ТУ на ТП предусмотрены мероприятия по установке Т-2110/6 кВ для обеспечения II категории надежности электроснабжения вновь присоединяемых энергопринимающих устройств. В соответствии с ТУ на ТП (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) расчетная величина перспективной нагрузки вновь устанавливаемого трансформатора Т-2 при отключении Т-1 составит 2,7 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 4 МВА.

Дополнительно для обеспечения II категории надежности электроснабжения вновь присоединяемых энергопринимающих устройств рассмотрен альтернативный вариант реконструкции существующей КВЛ 6 кВ от ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР с заменой существующего кабеля АСБ 3 x 70, 2ААШВ 3 x 120, АСБ 3 x 150 на кабель сечением 150 мм2 (в соответствии с данными таблицы 1.3.15 "Допустимый длительный ток для кабелей с медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в воздухе" ПУЭ для трехжильного кабеля сечением 150 мм2 ток составляет 290 А, наиболее близкое значение к 273 А), а также заменой существующего провода АС-70 на провод АС-95 (в соответствии с данными таблицы 1.3.29 "Допустимый длительный ток для неизолированных проводов" ПУЭ для провода сечением 95 мм2 ток составляет 330 А, наиболее близкое значение к 273 А).

Сравнение капитальных затрат на реализацию вариантов организации второго независимого источника на ПС 110 кВ Обжиговая приведено в таблице 20 (в соответствии с Письмом ООО "ЕвразЭнергоТранс" от 25.02.2022 N 200/6-245).

Таблица 20

СРАВНЕНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ НА РЕАЛИЗАЦИЮ ВАРИАНТОВ ОРГАНИЗАЦИИ ВТОРОГО НЕЗАВИСИМОГО ИСТОЧНИКА НА ПС 110 КВ ОБЖИГОВАЯ

По результатам технико-экономического сравнения, капитальные затраты на вариант технических решений, предусматривающих установку второго трансформатора 110/6 кВ на ПС 110 кВ Обжиговая, являются наименьшими.

Таким образом, для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" к ПС 110 кВ Обжиговая исходя из ДТН Т-2 в схеме, сложившейся после отключения Т-1, требуется установка на ПС 110 кВ Обжиговая второго трансформатора мощностью 4 МВА.

Параграф 12. РЕКОНСТРУКЦИЯ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Перечень технических условий на технологическое присоединение, учтенных при выполнении расчетов по определению загрузки трансформаторного оборудования, сформирован на основании перечней технических условий на технологическое присоединение, направленных Письмами АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109 и филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417, и приведен в приложении N 9 к настоящим схеме и программе.

Обоснования по реконструкции объектов электросетевого хозяйства, приведенные в настоящей главе, выполнены с учетом Писем АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109 и филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417, содержащих значения ИТС, год ввода в эксплуатацию, перегрузочную способность трансформаторов, возможность перевода нагрузки на другие центры питания и другие необходимые материалы.

Параграф 13. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ ТУГУЛЫМ

По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Тугулым установлены:

1) Т-1 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6300/110/10, введен в эксплуатацию в 1972 году, текущий ИТС равен 79,95);

2) Т-2 мощностью 10 МВА (ТДН-10000/110/10, введен в эксплуатацию в 1973 году, текущий ИТС равен 79,95).

Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.

Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные Приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229" (далее - Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81). Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.

По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2017 года, она и принята для дальнейших расчетов. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -10,2 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2017 года для энергосистемы Свердловской области.

Наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым по данным зимнего контрольного замера 2017 года составила 8,88 + j2,58 = 9,25 МВА.

При отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 6,3 МВА может составить 8,88 + j2,58 = 9,25 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха, равную 7,56 МВА (Sддт = 1,2 x Sном = 7,56 МВА).

Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки (ВЛ 10 кВ ЛПК) величиной 0,69 + j0,14 = 0,7 МВА по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 6,3 МВА может составить 8,19 + j2,44 = 8,55 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки, равную 7,56 МВА.

Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым в день контрольного замера (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) показал, что расчетная величина нагрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 8,55 МВА. Необходима замена Т-1 на трансформатор мощностью не менее 8,55 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Тугулым с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,006 + j0,002 = 0,006 МВА.

С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) может составить 8,2 + j2,44 = 8,55 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки, равную 7,56 МВА.

Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, и объема присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки) показал, что расчетная величина перспективной нагрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 8,55 МВА.

Необходима замена Т-1 на трансформатор мощностью не менее 8,55 МВА. Ближайшим большим стандартным по мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.

Таким образом, как для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформаторов, так и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Тугулым, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Тугулым требуется замена существующего трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.

Параграф 14. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 35 КВ НИВА, ПС 110 КВ ШПАГАТНАЯ И ПС 110 КВ РОДНИК

В настоящем параграфе на основе предложений АО "ЕЭСК" по переводу ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) разработаны технически равнозначные варианты по развитию сети 35 и 110 кВ и на основе технико-экономического сравнения выбран рекомендуемый вариант развития.

С целью разработки технически равнозначных вариантов реализации мероприятий по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима в сети 35 кВ и выше, связанных с дальнейшим развитием электрической сети 35 кВ (путем замены существующего оборудования и проводов ЛЭП на оборудование и провод с большей пропускной способностью) или с развитием электрической сети 110 кВ (путем перевода ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ), выполнен анализ режимов работы энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива. Схема энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива показана на рисунке 24. При проведении анализа проанализирована необходимость замены трансформаторов на ПС 35 кВ Нива, ПС 110 кВ Шпагатная и ПС 110 кВ Родник, а также выполнены расчеты электроэнергетических режимов в сети 35 кВ и выше.

Рисунок 24. Схема энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива*

* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 35 КВ НИВА ПО ВАРИАНТУ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 35 КВ

АНАЛИЗ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 35 КВ НИВА

По состоянию на 1 февраля 2022 года на ПС 35 кВ Нива установлены:

1) Т-1 мощностью 5,6 МВА (ТМ-5600/35/6, введен в эксплуатацию в 1964 году, текущий ИТС равен 74);

2) Т-2 мощностью 5,6 МВА (ТМ-5600/35/6, введен в эксплуатацию в 1951 году, текущий ИТС равен 92);

3) Т-3 мощностью 4 МВА (ТМ-4000/35/6, введен в эксплуатацию в 1967 году, текущий ИТС равен 92).

Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109.

Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) в соответствии с пунктом 5.3.14 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19.06.2003 N 229 "Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации". Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов ПС 35 кВ Нива вне зависимости от температуры наружного воздуха составляет 1,05.

По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2021 года. Максимальная загрузка ПС 35 кВ Нива по данным зимнего контрольного замера 2021 года составила 9,53 + j2,2 = 9,78 МВА (в том числе суммарная нагрузка Т-1 и Т-2 - 7,67 + j1,77 = 7,87 МВА). Согласно данным АО "ЕЭСК" (Письмо от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) Т-3 (нагрузка 1,83 + j0,47 = 1,92 МВА) не резервирует Т-1 и Т-2 по сети низкого напряжения.

При отключении Т-1 (Т-2) величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 5,6 МВА может составить 7,67 + j1,77 = 7,87 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки трансформатора Т-2 (Т-1), равную 5,88 МВА (Sддт = 1,05 x Sном = 5,88 МВА).

Перевод отключенной нагрузки (части нагрузки) потребителей ПС 35 кВ Нива по распределительной сети напряжения 6 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).

Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 35 кВ Нива в день контрольного замера показал, что расчетная величина нагрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 7,87 МВА. Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 7,87 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 35 кВ Нива с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 12,92 + j5,17 = 13,91 МВА. Согласно данным АО "ЕЭСК" (Письмо от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП распределяется между Т-1 и Т-2 на ПС 35 кВ Нива.

С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 35 кВ Нива может составить 20,59 + j6,94 = 21,73 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки, равную 5,88 МВА.

Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 35 кВ Нива (с учетом объема присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки) показал, что расчетная величина перспективной нагрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 21,73 МВА.

Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 21,73 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

По данным АО "ЕЭСК" (Письмо от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109), выключатели 35 кВ Т-1, Т-2 имеют ИТС 51 и требуют замены. При реконструкции ПС 35 кВ Нива, связанной с установкой двух новых трансформаторов 35 кВ, необходима реализация мероприятия по замене существующих трансформаторных выключателей 35 кВ на два новых.

Таким образом, для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформаторов и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 35 кВ Нива, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 35 кВ Нива требуется замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 5,6 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый с заменой соответствующих трансформаторных выключателей 35 кВ на новые.

АНАЛИЗ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 110 КВ ШПАГАТНАЯ

По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Шпагатная установлены:

1) Т-1 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1990 году, текущий ИТС равен 74,8), установленный в 2021 году в качестве временного решения взамен трансформатора мощностью 16 МВА путем перемещения с ПС 110 кВ Арти в рамках выполнения первого этапа реконструкции подстанции по титулу "Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шпагатная (ЭСК ПС "Шпагатная" 110 кВ)". В настоящее время на ПС 110 кВ Шпагатная выполняется реконструкция по титулу "Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шпагатная (ЭСК ПС "Шпагатная" 110 кВ)", предусматривающая замену трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 16 МВА каждый на трансформаторы мощностью 40 МВА. В рамках выполнения первого этапа реконструкции по указанному титулу на место Т-1 временно устанавливают трансформатор мощностью 25 МВА с целью обеспечения возможности отключения Т-2 и его замены на трансформатор мощностью 40 МВА без погашения нагрузки подстанции на время проведения замены. После замены Т-2 на трансформатор мощностью 40 МВА (в соответствии с решениями документации по титулу "Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шпагатная (электросетевой комплекс подстанции "Шпагатная")) предусматривается замена трансформатора Т-1 мощностью 25 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА;

2) Т-2 мощностью 16 МВА (ТДТН-16000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1984 году, текущий ИТС равен 70,1).

Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.

Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.

По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2021 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -5,5 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2021 года для Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области.

Максимальная загрузка ПС 110 кВ Шпагатная по данным зимнего контрольного замера 2021 года составила 28,75 + j12,27 = 31,26 МВА.

При отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-1 номинальной мощностью 25 МВА может составить 28,75 + j12,27 = 31,26 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА (Sддт = 1,178 x Sном = 29,45 МВА при -5,5 град. C).

При отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-2 номинальной мощностью 16 МВА может составить 28,75 + j12,27 = 31,26 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА (Sддт = 1,178 x Sном = 18,85 МВА при -5,5 град. C).

Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки ПС 35 кВ БИЗ величиной 3,92 + j1,36 = 4,15 МВА по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 25 МВА может составить 24,83 + j10,91 = 27,12 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА.

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 мощностью 16 МВА может составить 24,83 + j10,91 = 27,12 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА.

Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) показал, что расчетная величина нагрузки трансформатора Т-2 при отключении Т-1 составит 27,12 МВА. Необходима замена Т-2 на трансформатор мощностью не менее 27,12 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Шпагатная, а также на Т-2 ПС 35 кВ БИЗ, Т-2 ПС 35 кВ Нива и Т-2 ПС 35 кВ Полевая, электроснабжение которых осуществляется от ПС 110 кВ Шпагатная, с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 8,52 + j3,40 = 9,18 МВА.

С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 35 кВ Нива, ПС 35 кВ Полевая и ПС 35 кВ БИЗ, величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная может составить 37,27 + j15,67 = 40,43 МВА.

Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки ПС 35 кВ БИЗ величиной 4,29 + j1,51 = 4,55 МВА по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 25 МВА может составить 32,98 + j14,17 = 35,9 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА.

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 мощностью 16 МВА может составить 32,98 + j14,17 = 35,9 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА.

Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, и объема присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки к ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая) показал, что расчетная величина перспективной нагрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 35,9 МВА, что превышает величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха временно установленного (на период проведения реконструкции ПС 110 кВ Шпагатная) трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА, и длительно допустимую нагрузку Т-2, равную 18,85 МВА.

Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 35,9 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Таким образом, как для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформатора Т-2, так и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая, имеющих на момент разработки настоящей схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Шпагатная требуется замена существующих трансформаторов Т-1 мощностью 25 МВА и Т-2 мощностью 16 МВА на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый.

АНАЛИЗ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 110 КВ РОДНИК

По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Родник установлены:

1) Т-1 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1972 году, текущий ИТС равен 91, принадлежит АО "ЕЭСК");

2) Т-2 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1973 году, принадлежит ОАО "РЖД"), находится в резерве (включение не производится в связи с техническим состоянием выключателя 35 кВ Т-2: согласно Письму АО "ЕЭСК" от 28.01.2022 N ЕЭСК/001/123/431 текущий ИТС В 35 кВ Т-2 равен 42);

3) Т-3 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1979 году, текущий ИТС равен 92, принадлежит АО "ЕЭСК").

Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109.

Перегрузочная способность Т-1, Т-2 и Т-3, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109 и Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения "Трансэнерго" - филиала ОАО "РЖД" от 21.02.2022 N ИСХ-2828/СВДЭ ЭЧ-3) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.

По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2018 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -10,1 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2018 года для Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области.

Максимальная загрузка ПС 110 кВ Родник по данным зимнего контрольного замера 2018 года составила 25,42 + j6,62 = 26,26 МВА.

При отключении Т-1 (Т-3) величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-3 (Т-1) номинальной мощностью 25 МВА может составить 25,42 + j6,62 = 26,26 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-3 (Т-1), равную 30,00 МВА (Sддт = 1,2 x Sном = 30,00 МВА при -10,1 град. C).

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Родник, а также на Т-1 ПС 35 кВ Нива, Т-1 ПС 35 кВ Полевая и ПС 35 кВ Исток, электроснабжение которых осуществляется от ПС 110 кВ Родник, с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 8,66 + j3,46 = 9,32 МВА.

С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Родник, ПС 35 кВ Нива, ПС 35 кВ Полевая и ПС 35 кВ Исток, величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Родник может составить 34,07 + j10,08 = 35,53 МВА.

При отключении Т-3 существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по включению ВЛ 35 кВ Родник - Кольцово для питания нагрузки 2С 35 кВ ПС 110 кВ Родник в объеме 9,57 + 3,27 = 10,11 МВА по сети 35 кВ от ПС 110 кВ Нижне-Исетская (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).

При отключении Т-1 существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки ПС 35 кВ Кольцово величиной 0,55 + j0,26 = 0,61 МВА и по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе Т-3 мощностью 25 МВА может составить 33,52 + j9,82 = 34,93 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-3 (Т-1), равную 30,00 МВА. Включение Т-2 позволит исключить превышение длительной допустимой нагрузки Т-3 при отключении Т-1, при этом для включения Т-2 также потребуется замена выключателя 35 кВ Т-2 ПС 110 кВ Родник (согласно Письму АО "ЕЭСК" от 28.01.2022 N ЕЭСК/001/123/431 ИТС В 35 кВ Т-2 составляет 42).

Таким образом, обеспечение наибольшей фактической нагрузки трансформаторов Т-1 и Т-3 не требует реализации дополнительных мероприятий, в то время как для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Родник, ПС 35 кВ Нива, ПС 35 кВ Полевая и ПС 35 кВ Исток, имеющих на момент разработки настоящей схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Родник требуется замена выключателя 35 кВ Т-2 ПС 110 кВ Родник для обеспечения возможности включения Т-2 ПС 110 кВ Родник и исключения превышения ДДТН Т-3.

РАСЧЕТЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ В ЭНЕРГОРАЙОНЕ РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 35 КВ НИВА

Для проверки обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима в электрической сети 35 кВ и выше в энергорайоне размещения ПС 35 кВ Нива для фактической и прогнозной максимальной нагрузки выполнены расчеты электроэнергетических режимов в соответствии с требованиями ГОСТ 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолировано работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем".

Фактическая максимальная нагрузка за период 2017 - 2021 годов энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива за дни контрольных замеров приведена в таблице 21.

Таблица 21

ФАКТИЧЕСКАЯ МАКСИМАЛЬНАЯ НАГРУЗКА ЗА ПЕРИОД 2017 - 2021 ГОДОВ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 35 КВ НИВА ЗА ДНИ КОНТРОЛЬНЫХ ЗАМЕРОВ

Прогноз максимальной нагрузки на 2023 - 2027 годы для расчетных температурных условий энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива (являющегося частью Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области) с учетом действующих на момент разработки настоящей схемы и программы ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения) приведен в таблице 22.

Так как режимы зимних и летних минимальных нагрузок для энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива не характерны для разработки и принятия технических решений, то прогноз нагрузок и расчеты электроэнергетических режимов для таких режимно-балансовых ситуаций не выполнялись.

Таблица 22

ПРОГНОЗ МАКСИМАЛЬНОЙ НАГРУЗКИ НА 2023 - 2027 ГОДЫ ДЛЯ РАСЧЕТНЫХ ТЕМПЕРАТУРНЫХ УСЛОВИЙ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 35 КВ НИВА

Учитывая, что в период до 2027 года режимно-балансовая ситуация в энергорайоне размещения ПС 35 кВ Нива отличается только незначительным изменением максимальной нагрузки, то расчеты электроэнергетических режимов на перспективный период выполнены только для последнего года прогнозирования.

ЗИМНИЙ РЕЖИМ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК ПО ДАННЫМ КОНТРОЛЬНОГО ЗАМЕРА 2021 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ -5,5 ГРАД. C

В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 1 приложения N 12. При возмущениях в нормальной схеме, в единичных ремонтных схемах, а также в послеаварийных режимах в единичных ремонтных схемах параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений.

ЛЕТНИЙ РЕЖИМ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК ПО ДАННЫМ КОНТРОЛЬНОГО ЗАМЕРА 2019 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ +17,3 ГРАД. C

В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 2 приложения N 12. При возмущениях в нормальной схеме, в единичных ремонтных схемах, а также в послеаварийных режимах в единичных ремонтных схемах параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений.

ЗИМНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ -32 ГРАД. C

В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 3 приложения N 12.

При возмущении в нормальной схеме (отключение ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая), а также в аналогичной единичной ремонтной схеме имеют место (рисунок 4 приложения N 12):

1) превышение ДДТН и АДТН КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая от ПС 110 кВ Родник до отпайки на ПС 35 кВ Полевая. Загрузка ЛЭП составляет 473 А (111% от Iддтн = 426 А, 111% от Iадтн = 426 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 5,3 км);

2) превышение ДДТН и АДТН КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая от отпайки на ПС 35 кВ Полевая до ПС 35 кВ Нива. Загрузка ЛЭП составляет 440 А (103% от Iддтн = 426 А, 103% от Iадтн = 426 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 0,69 км);

3) превышение ДДТН и АДТН КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива. Загрузка присоединения составляет 404 А (202% от Iддтн = 200 А, 202% от Iадтн = 200 А, ограничивающий элемент: ТТ 35 кВ в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива).

Схемно-режимные мероприятия по исключению превышения ДДТН и АДТН отсутствуют. Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети напряжения 6 - 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).

Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима требуется реконструкция КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками с заменой провода АС 95/16 протяженностью 5,3 км на провод с пропускной способностью не менее 473 А, провода АС 95/16 протяженностью 0,69 км на провод с пропускной способностью не менее 440 А при температуре -32 град. C. В соответствии с ПУЭ указанной пропускной способности соответствует провод АС 120/19. Также необходима замена ТТ 35 кВ в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива на ТТ с ДДТН не менее 404 А при температуре -32 град. C.

При возмущении в нормальной схеме (отключение КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая с погашением в ПАР нагрузки Т-3 ПС 35 кВ Нива), а также в аналогичной единичной ремонтной схеме имеют место (рисунок 5 приложения N 12):

1) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая от ПС 110 кВ Шпагатная до отпайки на ПС 35 кВ Полевая. Загрузка ЛЭП составляет 466 А (109% от Iддтн = 426 А, 109% от Iадтн = 426 А, ограничивающие элементы: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 9,2 км, ошиновка ячейки ВЛ 35 кВ на ПС 110 кВ Шпагатная, выполненная проводом АС 95/16);

2) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая от отпайки на ПС 35 кВ Полевая до ПС 35 кВ Нива. Загрузка ЛЭП составляет 431 А (101% от Iддтн = 426 А, 101% от Iадтн = 426 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 0,58 км; 126% от Iддтн = 342 А, 126% от Iадтн = 342 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 70/11 протяженностью 0,92 км);

3) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива. Загрузка присоединения составляет 431 А (202% от Iддтн = 200 А, 202% от Iадтн = 200 А, ограничивающий элемент: ТТ 35 кВ в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива).

Схемно-режимные мероприятия по исключению превышения ДДТН и АДТН отсутствуют. Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети напряжения 6 - 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).

Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима требуется реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с заменой провода АС 95/16 протяженностью 9,2 км, а также ошиновки ячейки ВЛ 35 кВ на ПС 110 кВ Шпагатная, выполненной проводом АС 95/16, на провод с пропускной способностью не менее 466 А, с заменой провода АС 95/16 протяженностью 0,58 км и провода АС 70/11 протяженностью 0,92 км на провод с пропускной способностью не менее 431 А при температуре -32 град. C. В соответствии с Правилами устройства электроустановок указанной пропускной способности соответствует провод АС 120/19. Также необходима замена ТТ 35 кВ в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива на ТТ с ДДТН не менее 431 А при температуре -32 град. C.

При нормативном возмущении в схеме ремонта ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая (отключение ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками, с действием АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник, нагрузка 10 кВ Т-1 ПС 110 кВ Родник отключается) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская со стороны Ново-Свердловской ТЭЦ. Загрузка ЛЭП составляет 303 А (126% от Iддтн = Iадтн = 240 А, ограничивающий элемент: ТТ на Ново-Свердловской ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН, рисунок 6 приложения N 12). Схемно-режимные мероприятия по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима отсутствуют. Рекомендуется выполнить установку на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 35 кВ Нива в объеме до 7,5 МВт (рисунок 7 приложения N 12).

В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.

ЗИМНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ 0 ГРАД. C

В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 8 приложения N 12.

При возмущении в нормальной схеме (отключение ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая), а также в аналогичной единичной ремонтной схеме имеют место (рисунок 9 приложения N 12):

1) превышение ДДТН и АДТН КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая от ПС 110 кВ Родник до отпайки на ПС 35 кВ Полевая. Загрузка ЛЭП составляет 433 А (106% от Iддтн = 409 А, 106% от Iадтн = 409 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 5,3 км);

2) превышение ДДТН и АДТН КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива. Загрузка присоединения составляет 373 А (187% от Iддтн = 200 А, 187% от Iадтн = 200 А, ограничивающий элемент: ТТ 35 кВ в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива).

Схемно-режимные мероприятия по исключению превышения ДДТН и АДТН отсутствуют. Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети напряжения 6 - 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).

Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима требуется реконструкция КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками с заменой провода АС 95/16 ориентировочной протяженностью 5,3 км на провод с пропускной способностью не менее 433 А при температуре 0 град. C. В соответствии с ПУЭ указанной пропускной способности соответствует провод АС 120/19. Также необходима замена ТТ 35 кВ в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива на ТТ с ДДТН не менее 373 А при температуре 0 град. C.

При возмущении в нормальной схеме (отключение КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая с погашением в ПАР нагрузки Т-3 ПС 35 кВ Нива), а также в аналогичной единичной ремонтной схеме имеют место (рисунок 10 приложения N 12):

1) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая от ПС 110 кВ Шпагатная до отпайки на ПС 35 кВ Полевая. Загрузка ЛЭП составляет 425 А (104% от Iддтн = 409 А, 104% от Iадтн = 409 А, ограничивающие элементы: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 9,2 км, ошиновка ячейки ВЛ 35 кВ на ПС 110 кВ Шпагатная, выполненная проводом АС 95/16);

2) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая от отпайки на ПС 35 кВ Полевая до ПС 35 кВ Нива. Загрузка ЛЭП составляет 393 А (119% от Iддтн = 329 А, 119% от Iадтн = 329 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 70/11 протяженностью 0,92 км);

3) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива. Загрузка присоединения составляет 393 А (197% от Iддтн = 200 А, 197% от Iадтн = 200 А, ограничивающий элемент: ТТ 35 кВ в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива).

Схемно-режимные мероприятия по исключению превышения ДДТН и АДТН отсутствуют. Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети напряжения 6 - 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).

Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима требуется реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с заменой провода АС 95/16 протяженностью 9,2 км, а также ошиновки ячейки ВЛ 35 кВ на ПС 110 кВ Шпагатная, выполненной проводом АС 95/16, на провод с пропускной способностью не менее 425 А, с заменой провода АС 70/11 протяженностью 0,92 км на провод с пропускной способностью не менее 393 А при температуре 0 град. C. В соответствии с ПУЭ указанной пропускной способности соответствует провод АС 120/19. Также необходима замена ТТ 35 кВ в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива на ТТ с ДДТН не менее 393 А при температуре 0 град. C.

В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.

ЛЕТНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ +30 ГРАД. C

В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 11 приложения N 12.

При нормативном возмущении в нормальной схеме (отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ, с работой АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник и АВР СВ-110 на ПС 110 кВ Шпагатная, рисунок 12 приложения N 12) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками на всем протяжении. Загрузка ЛЭП составляет 338 А (102% от Iддтн = 331 А, 102% от Iадтн = 331 А, ограничивающие элементы: провод ВЛ и ТТ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН). Для исключения возникновения превышения АДТН рекомендуется в нормальной схеме выполнить перенос точки деления электрической сети с ПС 110 кВ Колюткино на ПС 110 кВ Летная (рисунок 13 приложения N 12).

В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.

ЛЕТНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ +19 ГРАД. C

Так как прогноз максимальной нагрузки при температуре наружного воздуха +30 град. C выше, чем при +19 град. C и пропускная способность при температуре наружного воздуха +19 град. C выше, чем при +30 град. C, то расчеты электроэнергетических режимов, выполненные при температуре наружного воздуха +30 град. C, приведут к более тяжелым последствиям с точки зрения электроэнергетического режима. В связи с этим расчеты для нормальной схемы, единичной ремонтной схемы и послеаварийных режимов из нормальной схемы и единичной ремонтной схемы при температуре +19 град. C не выполняются.

В двойных ремонтных схемах параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений. Рассмотрение послеаварийных режимов из двойных ремонтных схем в силу схемных особенностей энергорайона района не выполняется.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АНАЛИЗА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 35 КВ НИВА ПО ВАРИАНТУ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 35 КВ

Анализ необходимости замены трансформаторов показал, что для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформаторов ПС 35 кВ Нива, ПС 110 кВ Шпагатная и ПС 110 кВ Родник и для обеспечения технологического присоединения потребителей, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, требуется:

1) замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ Нива мощностью 5,6 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый с заменой двух соответствующих В 35 кВ ячеек Т-1 и Т-2 на новые, выполняемой на основании ИТС этих выключателей, равного 51;

2) замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Шпагатная мощностью 25 и 16 МВА соответственно на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый;

3) замена В 35 кВ ячейки Т-2 на ПС 110 кВ Родник, выполняемая на основании ИТС этого выключателя, для обеспечения возможности включения Т-2 при отключении Т-1.

Результаты расчетов электроэнергетических режимов показали, что для обеспечения допустимых параметров электроэнергетических режимов требуется:

1) замена провода сечением АС 95/16 на ВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая на провод сечением АС 120/19 протяженностью 5,99 км;

2) замена провода сечением АС 95/16, АС 70/11 на ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая протяженностью 10,7 км (АС 95/169,78 км и АС 70/110,92 км) на провод сечением АС 120/19;

3) замена на ПС 110 кВ Шпагатная ошиновки ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая, выполненной проводом сечением АС 95/16, на ошиновку, выполненную проводом сечением АС 120/19 (в связи с отсутствием укрупненных норматив цен на мероприятие по замене ошиновки, не учитывается при расчете капитальных затрат);

4) замена ТТ 35 кВ в присоединениях Т-1, Т-2 на ПС 35 кВ Нива с ДДТН 200 А на ТТ с ДДТН не менее 404 А и 431 А соответственно при температуре -32 град. C;

5) установка на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 35 кВ Нива в объеме до 7,5 МВт.

АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 110 КВ НИВА ПО ВАРИАНТУ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 110 КВ

На основе предложений АО "ЕЭСК" рассмотрен перевод ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ (Письмо от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) за счет:

1) сооружения ПС 110 кВ Нива по схеме два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий;

2) сооружения ответвления в воздушном исполнении от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская ориентировочной длиной 3,3 км проводом АС 70/11 (сечение провода для ВЛ 110 кВ в соответствии с таблицей 2.5.6 "Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех" ПУЭ);

3) реконструкции ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с переводом на напряжение 110 кВ и ликвидацией отпайки на ПС 35 кВ Полевая протяженностью 7,33 км с применением провода АС 70/11 и присоединение ПС 110 кВ Нива по реконструируемой ВЛ ответвлением от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками;

4) перевода ПС 35 кВ Полевая в РП 10 кВ с подключением к ПС 110 кВ Нива по двухцепной линии 10 кВ.

Схема энергорайона размещения ПС 110 кВ Нива показана на рисунке 25.

Сооружение ПС 110 кВ Нива предусмотрено действующими ТУ на ТП:

1) N 218-261-32-2020 (договор ТП N 41030, заявитель ООО "Исток", максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт);

2) N 218-261-33-2020 (договор ТП N 41039, заявитель ООО "Исток", максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт);

3) N 218-261-34-2020 (договор ТП N 41385, заявитель ООО "Исток", максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт);

4) N 218-261-35-2020 (договор ТП N 40641, заявитель ООО "Исток", максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт).

С учетом указанных предложений требуется проанализировать необходимость замены трансформаторов на ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 110 кВ Родник, выполнить расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше для проверки обеспечения допустимых параметров при переводе ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ. Также необходимо выполнить выбор мощности трансформаторов на ПС 110 кВ Нива.

Рисунок 25. Схема энергорайона размещения ПС 110 кВ Нива*

* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

ВЫБОР МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 110 КВ НИВА

На основе предложений АО "ЕЭСК" выполняется перевод нагрузки ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ.

По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая суммарная величина фактической нагрузки трансформаторов ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая имела место в зимний период 2020 года. Максимальная загрузка ПС 35 кВ Нива по данным зимнего контрольного замера 2020 года составила 9,49 + j0,46 = 10,41 МВА. Максимальная загрузка ПС 35 кВ Полевая по данным зимнего контрольного замера 2020 года составила 0,59 + j0,46 = 0,75 МВА. Суммарная фактическая нагрузка ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая составляет 10,08 + j2,62 = 10,41 МВА.

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 35 кВ Нива с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 12,92 + j5,17 = 13,91 МВА. Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 35 кВ Полевая с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,51 + j0,20 = 0,55 МВА. Суммарный прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая составит 13,43 + j5,37 = 14,46 МВА

Перевод отключенной нагрузки (части нагрузки) потребителей ПС 110 кВ Нива по распределительной сети напряжения 6 - 10 кВ на другие центры питания будет невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).

С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки планируемых к установке трансформаторов ПС 110 кВ Нива может составить 23,51 + j7,99 = 24,83 МВА. Необходима установка Т-1 и Т-2 мощностью не менее 24,83 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

Таким образом, на сооружаемой ПС 110 кВ Нива требуется установка двух трансформаторов мощностью 25 МВА каждый.

АНАЛИЗ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 110 КВ ШПАГАТНАЯ С УЧЕТОМ СООРУЖЕНИЯ ПС 110 КВ НИВА

При переводе ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ произойдет снижение нагрузки ПС 110 кВ Шпагатная, так как часть нагрузки ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая питается от ПС 110 кВ Шпагатная по ЛЭП 35 кВ.

По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Шпагатная установлены:

1) Т-1 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1990 году, текущий ИТС равен 74,8), установленный в 2021 году в качестве временного решения взамен трансформатора мощностью 16 МВА путем перемещения с ПС 110 кВ Арти в рамках выполнения первого этапа реконструкции подстанции по титулу "Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шпагатная (ЭСК ПС "Шпагатная" 110 кВ)", с целью обеспечения возможности отключения Т-2 и его замены на трансформатор мощностью 40 МВА без погашения нагрузки подстанции на время проведения замены;

2) Т-2 мощностью 16 МВА (ТДТН-16000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1984 году, текущий ИТС равен 70,1).

Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.

Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.

По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2021 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -5,5 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2021 года для Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области.

Максимальная загрузка ПС 110 кВ Шпагатная без учета нагрузки ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая по данным зимнего контрольного замера 2021 года составила 25,31 + j11,37 = 27,75 МВА.

При отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-1 номинальной мощностью 25 МВА может составить 25,31 + j11,37 = 27,75 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА (Sддт = 1,178 x Sном = 29,45 МВА при -5,5 град. C).

При отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-2 номинальной мощностью 16 МВА может составить 25,31 + j11,37 = 27,75 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА (Sддт = 1,178 x Sном = 18,85 МВА при -5,5 град. C).

Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки ПС 35 кВ БИЗ величиной 3,92 + j1,36 = 4,15 МВА по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 25 МВА может составить 21,39 + j10,01 = 23,62 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА.

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 мощностью 16 МВА может составить 21,39 + j10,01 = 23,62 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА.

Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) показал, что расчетная величина нагрузки трансформатора Т-2 при отключении Т-1 составит 23,62 МВА. Необходима замена Т-2 на трансформатор мощностью не менее 23,62 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Шпагатная, а также на Т-2 ПС 35 кВ БИЗ, электроснабжение которой осуществляется от ПС 110 кВ Шпагатная, с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 1,80 + j0,72 = 1,94 МВА.

С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Шпагатная и ПС 35 кВ БИЗ, величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная может составить 27,11 + j12,09 = 29,68 МВА.

Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки ПС 35 кВ БИЗ величиной 4,29 + j1,51 = 4,55 МВА по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 25 МВА может составить 22,82 + j10,58 = 25,15 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА.

С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 мощностью 16 МВА может составить 22,82 + j10,58 = 25,15 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА.

Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, и объема присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки к ПС 110 кВ Шпагатная) показал, что расчетная величина перспективной нагрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 25,15 МВА, что не превышает величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха временно установленного (на период проведения реконструкции ПС 110 кВ Шпагатная) трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА (но превышает длительно допустимую нагрузку ранее установленного Т-1, равную 18,85 МВА), и превышает длительно допустимую нагрузку Т-2, равную 18,85 МВА (временно установленного на период проведения реконструкции ПС 110 кВ Шпагатная трансформатора 25 МВА на место Т-1 достаточно для проведения реконструкции ПС 110 кВ Шпагатная без погашения нагрузки подстанции).

Необходима замена Т-2 на трансформатор мощностью не менее 25,15 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Учитывая, что Т-1 мощностью 25 МВА установлен на ПС 110 кВ Шпагатная временно в рамках реализации 1 этапа реконструкции ПС, после замены трансформатора Т-2 также требуется замена трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью 40 МВА.

Таким образом, для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформатора Т-2 требуется замена существующего трансформатора Т-2 мощностью 16 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА, а для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Шпагатная, имеющих на момент разработки настоящей схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Шпагатная требуется замена существующих трансформаторов Т-1 мощностью 25 МВА и Т-2 мощностью 16 МВА на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый.

АНАЛИЗ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 110 КВ РОДНИК

При переводе ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ произойдет снижение нагрузки ПС 110 кВ Родник, так как часть нагрузки ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая питается от ПС 110 кВ Родник по ЛЭП 35 кВ.

По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Родник установлены:

1) Т-1 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1972 году, текущий ИТС равен 91, принадлежит АО "ЕЭСК");

2) Т-2 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1973 году, принадлежит ОАО "РЖД"), нормально в резерве;

3) Т-3 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1979 году, текущий ИТС равен 92, принадлежит АО "ЕЭСК").

Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109.

Перегрузочная способность Т-1, Т-2 и Т-3, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109 и Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения "Трансэнерго" - филиала ОАО "РЖД" от 21.12.2022 N ИСХ-2828/СВДЭ ЭЧ-3) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.

По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2018 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -10,1 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2018 года для Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области.

Максимальная загрузка ПС 110 кВ Родник без учета нагрузки ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая по данным зимнего контрольного замера 2018 года составила 19,28 + j5,06 = 19,93 МВА.

При отключении Т-1 (Т-3) величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-3 (Т-1) номинальной мощностью 25 МВА может составить 19,28 + j5,06 = 19,93 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-3 (Т-1), равную 30,00 МВА (Sддт = 1,2 x Sном = 30,00 МВА при -10,1 град. C).

Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Родник, а также на ПС 35 кВ Исток, электроснабжение которой осуществляется от ПС 110 кВ Родник, с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 1,94 + j0,78 = 2,09 МВА.

С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Родник и ПС 35 кВ Исток, величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Родник может составить 21,22 + j5,83 = 22,01 МВА.

При отключении Т-1 (Т-3) величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-3 (Т-1) номинальной мощностью 25 МВА может составить 21,22 + j5,83 = 22,01 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-3 (Т-1), равную 30,00 МВА.

Таким образом, как для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформаторов Т-1 и Т-3, так и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Родник и ПС 35 кВ Исток, имеющих на момент разработки настоящей схемы и программы, действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Родник не требует реализации дополнительных мероприятий.

РАСЧЕТЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ В ЭНЕРГОРАЙОНЕ РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 110 КВ НИВА

Для проверки обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима в электрической сети 110 кВ и выше в энергорайоне размещения ПС 110 кВ Нива (соответствует энергорайону размещения ПС 35 кВ Нива) для прогнозной максимальной нагрузки выполнены расчеты электроэнергетических режимов в соответствии с требованиями ГОСТ 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолировано работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем".

Прогноз максимальной нагрузки на 2023 - 2027 годы для расчетных температурных условий энергорайона размещения ПС 110 кВ Нива (являющегося частью Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области) с учетом действующих на момент разработки настоящей схемы и программы ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения) приведен в таблице 22.

Так как режимы зимних и летних минимальных нагрузок для энергорайона размещения ПС 110 кВ Нива не характерны для разработки и принятия технических решений, то прогноз нагрузок и расчеты электроэнергетических режимов для таких режимно-балансовых ситуаций не выполнялись.

Учитывая, что в период до 2027 года режимно-балансовая ситуация в энергорайоне размещения ПС 110 кВ Нива отличается только незначительным изменением максимальной нагрузки, то расчеты электроэнергетических режимов на перспективный период выполнены только для последнего года прогнозирования.

ЗИМНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ -32 ГРАД. C

В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 14 приложения N 12.

При нормативном возмущении в нормальной схеме (отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ, с действием АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник, АВР СВ-110 на ПС 110 кВ Шпагатная и АВР СВ 6 кВ и СВ 10 кВ на ПС 110 кВ Нива) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками со стороны Ново-Свердловская ТЭЦ. Загрузка ЛЭП составляет 507 А (111% от Iддтн = Iадтн = 455 А, ограничивающие элементы: провод ВЛ и ТТ на Ново-Свердловской ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН, рисунок 15 приложения N 12). Схемно-режимные мероприятия по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима отсутствуют. Рекомендуется выполнить установку на Ново-Свердловская ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива в объеме до 8 МВт (рисунок 16 приложения N 12).

При нормативном возмущении в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками (отключение ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками, с действием АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник, нагрузка 10 кВ Т-1 ПС 110 кВ Родник отключается) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская со стороны Ново-Свердловская ТЭЦ. Загрузка ЛЭП составляет 265 А (111% от Iддтн = Iадтн = 240 А, ограничивающий элемент: ТТ на Ново-Свердловской ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН, рисунок 17 приложения N 12). Схемно-режимные мероприятия по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима отсутствуют. Рекомендуется выполнить установку на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива в объеме до 3 МВт (рисунок 18 приложения N 12).

В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.

ЗИМНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ 0 ГРАД. C

В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 19 приложения N 12.

При нормативном возмущении в нормальной схеме (отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ, с действием АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник, АВР СВ-110 на ПС 110 кВ Шпагатная и АВР СВ 6 кВ и СВ 10 кВ на ПС 110 кВ Нива) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками со стороны Ново-Свердловская ТЭЦ. Загрузка ЛЭП составляет 439 А (101% от Iддтн = Iадтн = 437 А, ограничивающие элементы: провод ВЛ и ТТ на Ново-Свердловской ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН, рисунок 20 приложения N 12). Применение превентивного схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки 2С 35 кВ ПС 35 кВ БИЗ на питание от ВЛ 35 кВ Ключи - БИЗ позволяет исключить возникновение превышения АДТН (рисунок 21 приложения N 12).

В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.

ЛЕТНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ +30 ГРАД. C

В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 22 приложения N 12.

При нормативном возмущении в нормальной схеме (отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ, с действием АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник, АВР СВ-110 на ПС 110 кВ Шпагатная и АВР СВ 6 кВ и СВ 10 кВ на ПС 110 кВ Нива) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками со стороны Ново-Свердловская ТЭЦ. Загрузка ЛЭП составляет 379 А (115% от Iддтн = Iадтн = 331 А, ограничивающие элементы: провод ВЛ и ТТ на Ново-Свердловская ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН, рисунок 23 приложения N 12). Рекомендуется выполнить перенос в нормальной схеме точки деления электрической сети с ПС 110 кВ Колюткино на ПС 110 кВ КАЗ (рисунок 24 приложения N 12).

В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.

ЛЕТНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ +19 ГРАД. C

Так как прогноз максимальной нагрузки при температуре наружного воздуха +30 град. C выше, чем при +19 град. C и пропускная способность при температуре наружного воздуха +19 град. C выше, чем при +30 град. C, то расчеты электроэнергетических режимов, выполненные при температуре наружного воздуха +30 град. C, приведут к более тяжелым последствиям с точки зрения электроэнергетического режима. В связи с этим расчеты для нормальной схемы, единичной ремонтной схемы и послеаварийных режимов из нормальной схемы и единичной ремонтной схемы при температуре +19 град. C не выполняются.

Рассмотрение послеаварийных режимов из двойных ремонтных схем в силу схемных особенностей энергорайона района не выполняется.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АНАЛИЗА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 110 КВ НИВА ПО ВАРИАНТУ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 110 КВ

Анализ необходимости замены трансформаторов показал, что для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Нива, ПС 110 кВ Шпагатная и ПС 110 кВ Родник и для обеспечения технологического присоединения потребителей, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, требуется:

1) установка двух трансформаторов мощностью 25 МВА на ПС 110 кВ Нива;

2) замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Шпагатная мощностью 25 и 16 МВА соответственно на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый (объем выполнения данного мероприятия одинаков для обоих вариантов реконструкции ПС 35 кВ Нива и не учитывается в расчете капиталовложений).

Результаты расчетов электроэнергетических режимов показали, что для обеспечения допустимых параметров электроэнергетических режимов требуется выполнить установку на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива в объеме до 8 МВт, и АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива в объеме до 3 МВт.

Также для перевода ПС 35 кВ Нива и ПС 110 кВ Полевая на напряжение 110 кВ на основе предложений АО "ЕЭСК" (Письмо от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) требуется:

1) сооружение ПС 110 кВ Нива по схеме два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий;

2) сооружение одноцепного ответвления в воздушном исполнении от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская ориентировочной длиной 3,3 км проводом АС 70/11 (сечение провода для ВЛ 110 кВ в соответствии с таблицей 2.5.6 "Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех" ПУЭ);

3) реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с переводом на напряжение 110 кВ и ликвидацией отпайки на ПС 35 кВ Полевая протяженностью 7,33 км с применением провода АС 70/11 и присоединение ПС 110 кВ Нива по реконструируемой ВЛ одноцепным ответвлением от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками;

4) перевод ПС 35 кВ Полевая в РП 10 кВ с подключением к ПС 110 кВ Нива по двухцепной линии 10 кВ с применением провода СИП-3 x 50 (в соответствии с требованием пункта 5.2.3 СТО 70238424.29.240.20.001-2011 "Воздушные линии напряжением 0,4 - 20 кВ", сечения фазных проводов магистрали ВЛ рекомендуется принимать не менее 50 мм2).

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Капиталовложения по рассмотренным вариантам представлены в таблице 23. Капиталовложения в сетевое строительство принимались по данным укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства, утвержденных Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 17.01.2019 N 10 (без учета НДС). Для определения величины капитальных затрат в текущих ценах I квартала 2022 года применены индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал (раздел 13), указанные в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года (базовый прогноз) и Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2022 год и на плановый период 2023 и 2024 годов (базовый прогноз).

По данным АО "ЕЭСК", проектно-изыскательские работы по переводу ПС 35 кВ Нива на напряжение 110 кВ были выполнены в 2013 - 2014 годах, полностью корректировка проекта не требуется, учтены затраты на ПИР по установке трансформаторов 2 x 25 МВА (ранее проектировалась ПС 110 кВ Нива с трансформаторами 2 x 40 МВА). Также по данным АО "ЕЭСК" земельный участок с кадастровым номером 66:41:0000000:26364, на котором планируется сооружение ПС 110 кВ Нива, находится в собственности АО "ЕЭСК". Плата за использование земельного участка отсутствует, необходимости учета указанных затрат при расчете также отсутствует.

В варианте 2 в капиталовложениях учтены затраты на ДПТ ВЛ (КЛ) по границам земельного участка и затраты на кадастровые работы ВЛ и работы по установлению земельных отношений. Затраты на разработку и утверждение ДПТ при прохождении ВЛ по землям лесного фонда (землям, покрытым лесом) не учитывались, поскольку рассматриваемые ВЛ не будут проходить по землям лесного фонда.

Таблица 23

КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯ ПО ВАРИАНТАМ