О схеме и программе развития электроэнергетики Саратовской области на 2012-2016 годы



О схеме и программе развития электроэнергетики Саратовской области на 2012-2016 годы

1

Утратило силу постановлением Правительства от 31.10.2012 № 660-П

ПРАВИТЕЛЬСТВО САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 27 октября 2011 года № 591-П

О схеме и программе развития электроэнергетики Саратовской области на 2012-2016 годы

              Утратил силу(RU64000201201218)

На основании Устава (Основного Закона) Саратовской области и в целях развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей Правительство области ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Саратовской области на 2012-2016 годы согласно приложению.

2. Признать утратившим силу постановление Правительства Саратовской области от 15 декабря 2010 года № 625-П «О схеме и программе развития электроэнергетики Саратовской области на 2011-2015 годы».

3. Настоящее постановление вступает в силу со дня его подписания, за исключением пункта 2, вступающего в силу с 1 января 2012 года.

Губернатор области                                                                                                                П.Л.Ипатов

Приложение к постановлению

Правительства области от

27 октября 2011 года № 591-П

Схема и программа развития электроэнергетики Саратовской области на 2012-2016 годы

Паспорт Программы

Наименование Программы

программа развития электроэнергетики Саратовской области на 2012-2016 годы (далее – Программа)

Основание для разработки Программы

Правила разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года
№ 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»

Государственный заказчик

министерство промышленности и энергетики области

Основной разработчик Программы

министерство промышленности и энергетики области

Цели Программы

развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

обеспечение удовлетворения долгосрочного
и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность

Задачи Программы

обеспечение надежного функционирования энергетической системы области;

обеспечение баланса между производством
и потреблением в энергетической системе области,
в том числе предотвращение возникновения дефицитов производства электрической энергии и мощности
и ограничения пропускной способности электрических сетей;

скоординированное планирование строительства
и ввода в эксплуатацию, а также вывода
из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса области, транспортной инфраструктуры, схемы территориального планирования области и схемы
и программы развития электроэнергетики области

Важнейшие оценочные показатели Программы

снижение потерь электрической энергии в сетях с существующих 21,47 процента от величины полезного отпуска в сеть до 18,76 процента к 2016 году;

увеличение доли производства тепловой энергии на комбинированных источниках до 42 процентов
от общей величины выработки в 2016 году;

ликвидация 19 «узких» мест энергосистемы

Сроки и этапы реализации Программы

2012-2016 годы

Исполнители основных мероприятий

министерство промышленности и энергетики области; электросетевые и генерирующие компании (по согласованию)

Объемы и источники обеспечения Программы

финансирование программных мероприятий определено в объеме 40395,8 млн рублей (прогнозно), из них:

на 2012 год – 9729,1 млн рублей;

на 2013 год – 10760,8 млн рублей;

на 2014 год – 7727,4 млн рублей;

на 2015 год – 6144,5 млн рублей;

на 2016 год – 6034,0 млн рублей.

Реализация Программы предусмотрена за счет собственных средств предприятий (прогнозно)

Ожидаемые конечные результаты реализации Программы

в ходе реализации программных мероприятий запланировано:

ввод новых генерирующих мощностей – 214 МВт;

прирост трансформаторной мощности –
323,9 МВА;

реконструкция и ввод электрических сетей (35 кВ и выше) – 2868,3 км

Система организации контроля за исполнением Программы

контроль за исполнением Программы осуществляет министерство промышленности и энергетики области в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»

1. Общая характеристика области

Саратовская область располагается в пределах юго-восточной части Восточно-Европейской равнины и занимает территорию размером 100,2 тыс. км2, в том числе в Правобережье – 54,2 тыс. км2. Наибольшая протяженность области с запада на восток – 575 км, с севера на юг – 335 км.

Река Волга делит территорию области на две части – западную, правобережную, более возвышенную, и восточную, левобережную, более низменную.

Климат Саратовской области умеренно-континентальный, с достаточно жарким летом и холодной, малоснежной зимой.

Саратовская область входит в состав Приволжского федерального округа. На севере она граничит с Самарской, Ульяновской и Пензенской областями, на западе – с Воронежской и Тамбовской, на юге – с Волгоградской, на востоке – с Республикой Казахстан и Оренбургской областью.

Административным центром области является город Саратов, имеющий территорию 0,4 тыс. км2 и численность населения 837,4 тыс. человек. Расстояние от Саратова до Москвы составляет 858 км.

На территории области расположено 18 городов, в том числе: 1 крупный город (Саратов); 2 больших города (Энгельс и Балаково); 2 средних города и 13 малых городов, в том числе 6 городов имеют численность населения менее 20,0 тыс. человек. Наиболее развитыми городами области являются: Саратов, Балаково, Энгельс, Балашов, Вольск, Пугачев, Ртищево, Петровск и Маркс.

Численность населения области составляет 2,56 млн человек, из которых 1,9 млн человек (74,2 процента) – городское население, 0,66 млн человек (25,8 процента) – сельское.

Саратовская область относится к высокоурбанизированным территориям с уровнем урбанизации 73,6 процента.

Территория Саратовской области обслуживается транспортной инфраструктурой, которая интегрирована в транспортную сеть Приволжского федерального округа и в Европейскую часть России, и включает в себя 5 видов транспорта – железнодорожный, трубопроводный, транспорт автомобильных дорог, воздушный и речной транспорт. Через территорию области проходят важнейшие транспортные магистрали, соединяющие районы Центра, Северо-Запада и Юга Европейской части России с Уралом, Сибирью и Средней Азией:

железнодорожные – Москва-Саратов-Оренбург, Тамбов-Балашов-Камышановка, Пенза-Харьков, Волгоград-Саратов-Камышин. Длина железнодорожных путей общего пользования составляет 2296 км, при этом их плотность со­ставляет в настоящее время около 22,7 км/тыс. км2;

автомобильные дороги – федерального значения (протяженность – 717 км) – Воронеж-Саратов (обеспечивает связь областных центров Курской, Воронежской и Саратовской областей, а также Поволжья с северо-западными и юго-западными районами страны); территориальные дороги общего пользования (протяженность – 9755 км) – Самара-Пугачев-Энгельс-Волгоград, Сызрань-Саратов-Волгоград, Нижний Новгород-Арзамас-Саранск-Пенза-Саратов.Дорожная сеть Саратовской области включает в себя автомобильные дороги общего пользования (федеральные и территориальные) общей протяженностью 13845 км и необщего пользования – 1639 км, при этом плотность автомобильных дорог с твердым покрытием составляет 127 км/тыс. км2.

Через область протекает река Волга, по которой осуществляется связь между районами, тяготеющими к Верхней Волге и Балтийскому морю, с Нижней Волгой и Каспийским морем, Черным и Азовским морями. Длина внутренних водных судоходных путей области 709 км, при этом их плотность составляет 7 км/тыс. км2.

Основным аэропортом области является аэропорт города Саратова «Центральный», через который проходят прямые и транзитные авиалинии, соединяющие его с Москвой, Санкт-Петербургом, Самарой, курортами Кавказа и Крыма.

Протяженность нефтепроводов на территории Саратовской области в однониточном исполнении составляет 1046 км, в том числе 22 нитки подводных переходов протяженностью 22,9 км (из них 3 перехода через р.Волгу). Имеется резервуарный парк емкостью 0,11 млн м3 (ЛПДС «Красноармейская» – 2 РВС по 50,0 тыс. м3; ГНПС «Саратов» – 2 РВС по 5,0 тыс. м3).

По территории области проходит часть магистрального аммиакопровода Тольятти-Одесса общей протяженностью 545 км с инфраструктурой, предназначенной для перекачки жидкого аммиака: 4 насосные станции, совмещенные с раздаточными станциями, 2 отдельно стоящие раздаточные станции, 76 постов секционирования, 36 обратных клапанов. Трубопровод проходит на территории 15 районов. Транспортировочная мощность магистрального трубопровода – 2,12 млн т аммиака в год.

Основные газопроводные магистрали, проходящие через область: «Союз» и Оренбург-Алгай-Новопсков (восточное направление), «Средняя Азия-Центр» (южное направление), Петровск-Новопсков и Уренгой-Новопсков (северное направление). Такое расположение позволяет осуществить не только функции дальнего транспорта природного газа, но и крупнейшего перераспределительного узла крупных потоков газа, обеспечиваемого реверсивной работой газопроводов и компрессорных станций на участке Петровск-Алгай. Помимо этого, на территории области расположены три подземных хранилища газа (Степновское, Песчано-Уметское и Елшанское) общим объемом около 11,5 млрд м3 газа.

По магистральным газопроводам общей протяженностью 5,5 тыс. км ежегодно транспортируется около 110 млрд м3 природного газа.

Газораспределительными организациями различных форм собственности на территории Саратовской области эксплуатируется 29,5 тыс. км газораспределительных сетей. Потребители Саратовской области ежегодно потребляют порядка 6 млрд м3 газа. На долю промышленных потребителей в общем объеме потребляемого областью газа приходится порядка 50-55 процентов. Самыми крупным потребителем газа в области являются тепловые электрические станции ОАО «Волжская территориальная генерирующая компания».

Уровень газификации в области составляет 94,5 процента, в том числе: в городах – 97,8 процента; в сельской местности – 89,2 процента.

Основой производственного потенциала области является промышленный комплекс, который состоит из более 5900 предприятий и организаций, в том числе порядка 60 процентов – это крупные и средние предприятия, имеет многоотраслевую структуру (электроэнергетика, топливная, химическая отрасли, машиностроение, производство строительных материалов, пищевая промышленность), производит экспортно-ориентированную продукцию, а также продукцию оборонно-промышленного комплекса.

По объему промышленной продукции область занимает 26 место в России, 7 место в Приволжском федеральном округе. На долю области приходится 54,5 процента производства троллейбусов в стране, 12,8 процента – химических волокон и нитей, 16,9 процента – бытовых холодильников и морозильников, 3,8 процента – цемента, 4,3 процента – электроэнергии, 2,4 процента – первичной переработки нефти.

Благоприятные и разнообразные почвенно-климатические условия обусловили высокий уровень развития и различную специализацию сельского хозяйства области.

Агропромышленный комплекс области является важной частью АПК России, обеспечивая устойчивость развития области и продовольственную безопасность страны.

Среди регионов Приволжского федерального округа по объему сельскохозяйственного производства область занимает 3 место, уступая Республикам Башкортостан и Татарстан, и 7-8 место в Российской Федерации.

В соответствии с мощным производственным комплексом в регионе сформировался и мощный научно-образовательный комплекс, специализирующийся на научных исследованиях и подготовке высококвалифицированных кадров в области радиотехники, электроники, точной механики, энергетики, биохимии, экологии и сельского хозяйства.

В области работают 12 государственных самостоятельных высших учебных заведений, в том числе Саратовский государственный университет, технический, медицинский, социально-экономический и аграрный университеты, а также 22 филиала вузов, из которых 10 являются филиалами московских вузов.

Фундаментальные научные исследования проводятся на базе 6 институтов Российской академии наук, 21 НИИ, 19 проектных институтов, а также научно-технических подразделений на предприятиях области.

Экономика Саратовской области – многоотраслевой комплекс. Значительная часть добавленной стоимости формируется базовыми секторами экономики области – промышленностью, сельским хозяйством и транспортным комплексом (рис. 1.1).

Сравнение структуры ВРП Саратовской области со структурой суммарного ВРП регионов России свидетельствует, что доля добавленной стоимости вида деятельности «Производство и распределение электроэнергии, газа и воды» в Саратовской области существенно (в 2,3 раза) выше, чем в среднем по России. Это характеризует значимую роль области как «энергетического донора» экономики Российской Федерации (по производству электроэнергии Саратовская область занимает 7 место среди российских регионов).

Рисунок 1.1.

Структура ВРП Саратовской области

Доля добычи полезных ископаемых в структуре ВРП области существенно ниже данного показателя в структуре ВРП субъектов Российской Федерации, что свидетельствует о несырьевой направленности экономики области.

Саратовская область входит в десятку российских регионов-лидеров по производству продукции сельского хозяйства. Удельный вес сельского хозяйства в ВРП области (12,5 процента) значительно превышает российский показатель в структуре валовой добавленной стоимости (около 4,9 процента).

Также в структуре ВРП Саратовской области существенно превышают аналогичные общероссийские показатели: доля строительства – 5,9 процента; доля транспорта и связи – 12,1 процента.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики

2.1. Характеристика энергосистемы

На территории Саратовской области расположены электростанции, принадлежащие следующим компаниям: ОАО «Концерн «Росэнергоатом», ОАО «РусГидро», ОАО «Волжская ТГК», а также блок-станция ООО «Балаковские минеральные удобрения» (входит в ЗАО «ФосАгро АГ»).

Суммарная установленная мощность электростанций Саратовской энергосистемы по состоянию на 1 января 2011 года составляет 6888 МВт (табл. 2.1).

Таблица 2.1

Установленная электрическая мощность

Наименование

Установленная мощность
на 1 января 2011 года,

МВт

Располагаемая мощность (ожидаемая
по году), МВт

Рабочая мощность (ожидаемая по году), МВт

Место расположения

Филиал ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Балаковская атомная станция»

4000,00

3987,00

3455,40

Балаковский район

Филиал ОАО «РусГидро» «Саратовская ГЭС»

1360,00

1330,66

1034,65

Балаково

ТЭС, в том числе:

1479,00

1134,45

998,20

-

Саратовская ГРЭС
ОАО «Во ТГК»

54,00

29,28

28,80

Саратов

Саратовская ТЭЦ-2 ОАО «Во ТГК»

296,00

195,50

180,42

Саратов

Энгельсская ТЭЦ-3 ОАО «Во ТГК»

202,00

137,21

132,51

Энгельс

Балаковская ТЭЦ-4 ОАО «Во ТГК»

465,00

351,93

333,01

Балаково

Саратовская ТЭЦ-5 ОАО «Во ТГК»

440,00

414,25

317,20

Саратов

ООО «Саратовская ТЭЦ-1»

22,00

6,28

6,26

Саратов

ООО «Балаковские минеральные удобрения»

49,00

49,00

29,30

Балаково

Всего:

6888,00

6501,11

5517,55

-

Первенцем Саратовской энергосистемы является Саратовская ГРЭС, построенная по плану ГОЭЛРО (начало строительства – 1926 год). Станция расположена на берегу реки Волги в Волжском районе города Саратова. Пуск первого турбоагрегата станции (мощностью 5,5 МВт) был осуществлен 1 мая 1930 года. В дальнейшем станция строилась по очередям (1 очередь – 1930 год, 2 очередь – 1932 год, 3 очередь – 1941 год и 4 очередь – 1951 год). Станция обеспечивает покрытие тепловых нагрузок в горячей воде коммунально-бытовых потребителей центральной части города Саратова (с выдачей электроэнергии в общую сеть).

Саратовская ТЭЦ-1 располагается в северно-восточной части Заводского района города Саратова. Первый турбоагрегат и 3 котла «Стерлинг» введены в эксплуатацию в 1934 году. Станция обеспечивает паром и горячей водой (с выдачей электроэнергии в систему) промышленных потребителей и жилищно-коммунальный сектор Октябрьского и Заводского районов города.

С 1 января 2011 года ООО «Саратовская ТЭЦ-1» выделена из состава ОАО «Волжская ТГК» и вышла на розничный рынок электрической энергии и мощности.

Саратовская ТЭЦ-2 расположена на окраине Заводского района, изначально являлась источником теплоснабжения (котельная) Саратовского нефтеперерабатывающего завода. Саратовская ТЭЦ-2 была первой тепловой станцией высокого давления в энергосистеме с оборудованием, отвечающим требованиям того времени. На станции монтировалось оборудование высокого давления на параметры пара 100 кгс/см2 и 510°С.

30 декабря 1955 года был подписан акт о приемке в эксплуатацию пускового комплекса станции в составе котлоагрегата ТП-170 и турбоагрегата ВПТ-25-3.

Саратовская ТЭЦ-2 предназначалась для обеспечения теплом и электроэнергией южной части города Саратова, где велось активное строительство предприятий станкостроя, производства шарикоподшипников, нефтяной промышленности, закладывались основы большой химии.

Энгельсская ТЭЦ-3 и Балаковская ТЭЦ-4 возводились в шестидесятых годах ХХ века почти одновременно. Они сориентированы на обеспечение электроэнергией и теплом развивающихся городов Энгельса и Балаково. К ним сразу были «привязаны» предприятия по выпуску химических волокон и резинотехнических изделий.

Самая новая и современная из тепловых электрических станций, действующих в регионе, является Саратовская ТЭЦ-5. Станция является одной из первых в стране и единственной в Саратовской энергосистеме теплоэлектроцентралью с блочной компоновкой оборудования.

В соответствии с утвержденной схемой теплоснабжения Саратова на 1970-1980 годы в северной части города (окраина Ленинского района города) в 1971 году началось строительство новой станции. В декабре 1976 года на станции был введен водогрейный котел ПТВМ-180 и тепловые сети до котельной 6-го квартала. В октябре 1978 года на Саратовской ТЭЦ-5 введен первый энергоблок мощностью 110 МВт.

С вводом Саратовской ТЭЦ-5 на проектную мощность были закрыты более ста котельных, что позволило снизить затраты на выработку тепловой энергии и улучшить экологическую ситуацию, а также динамично увеличить выработку электрической и тепловой энергии.

Саратовская ГЭС расположена на границе Среднего и Нижнего Поволжья, в 1129 км выше устья р.Волги, у города Балаково, на левобережной пойме. Является седьмой ступенью Волжско-Камского каскада гидроэлектростанций и входит в десятку крупнейших гидростанций России.

Основанием ГЭС служат глины неокома. В состав основных сооружений Саратовского гидроузла входят следующие гидротехнические сооружения: русловая земляная плотина с площадками открытых распределительных устройств; здание гидроэлектростанции, совмещенное с водосбросными напорными галереями; подводящий и отводящий каналы; насосная городского водозабора; рыбоподъемник контейнерного типа; левобережная дамба, ограждающая г.Балаково со стороны верхнего бьефа; судоходные сооружения с левой и правой приканальными дамбами и дамбой-волноломом.

Земляные сооружения включают в себя основную плотину, перекрывающую русло р.Волги, и дамбы обвалования. Земляная русловая плотина выполнена намывом из песчаных грунтов по двухсторонней схеме, от правого берега до здания ГЭС имеет длину 725 м, ширину основания – 360 м, ширину гребня – 20 м, максимальную высоту – 40 м. В примыкании к зданию ГЭС плотина расширяется: здесь располагаются две площадки открытых распределительных устройств (ОРУ) напряжением 220 кВ и 500 кВ.

Со стороны верхнего бьефа на левом берегу к зданию ГЭС примыкает дамба обвалования протяженностью более 6 км. Она переходит в правую приканальную дамбу длиной около 4 км, сопрягающуюся с верхней головой судоходного шлюза.

Саратовское водохранилище расположено на территории Саратовской, Самарской и Ульяновской областей. Полный объем водохранилища – 12,8 км3 воды. Его площадь 1831 км2, наибольшая ширина достигает 25 км, а средняя глубина – 7 м. Саратовское водохранилище не предназначено для регулирования стока, поэтому всю прибывающую воду ГЭС пропускает в нижний бьеф в транзитном режиме. В верхнем бьефе уровень воды постоянно поддерживается около отметки 28 м (по балтийской системе высот).

В обычном режиме через сооружения Саратовской ГЭС проходит около 4-7 тыс. м3/сек, уровень воды в нижнем бьефе держится на отметке около 16 м. Во время среднего половодья расходы воды увеличиваются до 20-27 тыс. м3/сек, а уровень нижнего бьефа соответственно поднимается на 4-5 метров. В маловодные годы, в период навигационной межени расходы воды снижались до 570 м3/сек (в 1977 году).

Максимальный паводок за все время эксплуатации Саратовской ГЭС (начиная с 1967 года) наблюдался весной 1979 года, когда расходы составляли 39,2 тыс. м3/сек (уровень воды в нижнем бьефе поднимался до отметки 23,1 м).

Саратовская ГЭС – самая низконапорная среди волжских ГЭС: расчетный напор составляет 9,7 м. По этой причине для Саратовской ГЭС было сконструировано и установлено специальное оборудование: крупнейшие в мире поворотно-лопастные турбины, впервые в стране – низконапорные гидрогенераторы, впервые в мире – два самых мощных на тот момент горизонтально-капсульных гидроагрегата.

Более половины от всей установленной электрической мощности энергосистемы приходится на Балаковскую атомную станцию (58,07 процента), принадлежащую ОАО «Концерн Росэнергоатом» (табл. 2.2).

Таблица 2.2

Структура установленной мощности станций

Энерго-объединение

Всего, МВт

ТЭС

ГЭС

АЭС

МВт

%

МВт

%

МВт

%

ЕЭС России

211845,7

143967,5

68,0

44432,2

21,0

23446,0

11,1

ОЭС Средней Волги

26422,2

15564,5

58,9

6785,7

25,7

4072,0

15,4

Саратовская ЭС

6888,0

1528,0

22,18

1360,0

19,74

4000,0

58,07

Необходимость в строительстве атомной электрической станции диктовалась обозначившимся в регионе дефицитом электроэнергии, что было обусловлено интенсивным ростом промышленности. Площадка строительства станции (возле села Натальино Балаковского района) выбиралась с учетом таких факторов, как необходимость покрытия дефицита электроэнергии в регионе Средней Волги и в центре России, приемлемые гидрогеологические и сейсмические условия, отсутствие смерчей и ряд других факторов.

Если считать от начала сооружения собственно энергоблоков, то начало строительства Балаковской АЭС датируется 1980 годом, при этом строительство транспортных и инженерных коммуникаций началось в октябре 1977 года. Торжественная закладка символического первого камня в основание будущей АЭС состоялась 28 октября 1977 года.

Мощность первой очереди станции определялась в 4000 МВт (четыре энергоблока ВВЭР-1000). Физический пуск реактора энергоблока № 1 Балаковской АЭС состоялся 12 декабря 1985 года, а первый промышленный ток он дал 24 декабря.

За энергоблоком № 1 последовали энергоблоки № 2, 3 и 4, энергетические пуски которых состоялись в октябре 1987, декабре 1988 и апреле 1993 годов.

Установленная тепловая мощность существующих электростанций по состоянию на 1 января 2011 года составляет 15738 Гкал/час (табл. 2.3), в том числе Балаковской атомной станции – 10320 Гкал/час. Присоединенная тепловая нагрузка потребителей равна 3382,6 Гкал/час. При этом присоединенная к Балаковской АЭС тепловая нагрузка составляет всего 0,05 процента от установленной тепловой мощности станции. Присоединенная тепловая нагрузка тепловых электрических станций составляет 62,34 процента от установленной тепловой мощности.

Таблица 2.3

Установленная тепловая мощность электростанций

Наименование

Установленная мощность на
1 января

2011года, Гкал/час

Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/час

Основное топливо

Резервное топливо

Балаковская АЭС

10320

4,97

ядерное

-

ТЭС, в том числе:

5418

3377,64

природный газ

топочный мазут

Саратовская ГРЭС ОАО «Во ТГК»

478

370,9

природный газ

топочный мазут

Саратовская ТЭЦ-2 ОАО «Во ТГК»

1069

829,2

природный газ

топочный мазут

Энгельсская ТЭЦ-3 ОАО «Во ТГК»

844

371,72

природный газ

топочный мазут

Балаковская ТЭЦ-4 ОАО «Во ТГК»

1532

643,54

природный газ

топочный мазут

Саратовская ТЭЦ-5 ОАО «Во ТГК»

1240

963,84

природный газ

топочный мазут

ООО «Саратовская ТЭЦ-1»

255

198,44

природный газ

топочный мазут

В настоящее время услуги по передаче электрической энергии на территории региона оказывают 67 территориальных сетевых организаций. Из них 12 являются специализированными организациями (передача и распределение электрической энергии и мощности являются основным видом деятельности):

филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги;

филиал ОАО «МРСК Волги» – «Саратовские распределительные сети»;

ООО «Газпром энерго» Саратовский филиал;

ОАО «РЖД» филиал «Приволжская железная дорога» «Энергосбыт»;

ОАО «РЖД» филиал «Юго-Восточная железная дорога» «Энергосбыт»;

ЗАО «Саратовское предприятие городских электрических сетей»;

ОАО «Облкоммунэнерго»;

ЗАО «Независимая электросетевая компания»;

ООО «Промэнерго»;

ООО «Покровская Энергетическая Система»;

ООО «ЭЛТРЕЙТ»;

ОАО «28 Электрическая сеть».

Общая протяженность электрических сетей составляет 64672,64 км, установленная трансформаторная мощность 15364,9 МВА (табл. 2.4).

Таблица 2.4

Характеристика электросетевого комплекса

Объекты электросетевого комплекса

Установленная мощность, МВА

Штук (км)

Класс напряжения 500 кВ

Подстанции

1202,0

1

Воздушные линии

-

947,74

Класс напряжения 220 кВ

Подстанции

3695,9

17

Воздушные линии

-

1638,7

Класс напряжения 110 кВ

Подстанции

6247,6

268

Воздушные линии

-

6658,9

Кабельные линии

-

1,4

Класс напряжения 35 кВ

Подстанции

1351,2

263

Воздушные линии

-

4665,3

Кабельные линии

-

39,0

Класс напряжения 10-0,4 кВ

Подстанции

2855,6

12681

Воздушные линии

-

46562,6

Кабельные линии

-

4159,0

Итого (подстанции):

15364,9

13230

Итого (кабельные линии):

-

4199,4

Итого (воздушные линии):

-

60473,24

На территории области расположено 18 подстанций напряжением 500-220 кВ (в том числе 1 ПС напряжением 500 кВ – подстанция «Курдюм»), протяженность магистральных линий электропередач напряжением 500 и 220 кВ составляет 2586,44 км.

Саратовская энергосистема входит в Объединенную энергосистему Средней Волги и граничит с Ульяновской, Самарской, Оренбургской, Волгоградской, Воронежской, Тамбовской, Пензенской энергосистемами и энергосистемой Республики Казахстан (табл. 2.5).

Таблица 2.5

Внешние связи энергосистемы

Наименование энергосистемы

Диспетчерское наименование линии электропередач

ОЭС Средней Волги, Ульяновская ЭС

ВЛ-500 кВ Балаковская АЭС-Ключики

ОЭС Средней Волги, Самарская ЭС

ВЛ-500 кВ Балаковская АЭС-Куйбышевская №1

ВЛ-500 кВ Балаковская АЭС- Красноармейская №2

ВЛ-220 кВ Саратовская ГЭС-Кубра

ВЛ-110 кВ Поляково-Перелюб

ОЭС Средней Волги, Пензенская ЭС

ВЛ-220 кВ Ртищево-Сердобск

ВЛ-110 кВ Ртищево-Сердобск

ОЭС Центра, Воронежская ЭС

ВЛ-110 кВ Бойчурово-Каменка

ОЭС Юга, Волгоградская ЭС

ВЛ-500 кВ Балаковская АЭС-Трубная

ВЛ-220 кВ Балашов-Хопер

ВЛ-110 кВ Балашов-Хопер 1 и 2 цепь

ВЛ-110 кВ Лепехинка-Гмелинка

ВЛ-35 кВ Свердлово - Кленовка

ОЭС Казахстана

ВЛ-220 кВ Балаковская АЭС-Степная

ВЛ-110 кВ Озинки-Семиглавый Мар

ВЛ-35 кВ Новоузенск-Богатырево

ВЛ-35 кВ Петропавловка-Джаксыбай

ВЛ-35 кВ Александров Гай-Казталовка

В 2009 году на территории региона работало 10 энергосбытовых компаний (ОАО «Саратовэнерго», ООО «Саратовское предприятие городских электрических сетей», ООО «Русэнергосбыт», ОАО «Межрегионэнергосбыт», ООО «Русэнергоресурс», ЗАО «ЕЭСнК», ОАО «Дизаж М», ООО «Саратовская областная энергосбытовая компания», ООО «Электросбытовая компания» и ООО «Промэнергосбыт» – последние три организации не являются субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности), из которых 4 были гарантирующими поставщиками: ОАО «Саратовэнерго», ООО «Саратовское предприятие городских электрических сетей», ООО «Русэнергосбыт» и ООО «Саратовская областная энергосбытовая компания».

В 2010 году статуса гарантирующего поставщика лишено ООО «Саратовская областная энергосбытовая компания». Дополнительно на оптовом рынке электрической энергии и мощности начало работать для нужд ОАО «Саратоворгсинтез» – ООО «Торговый дом «Энергосервис», а на оптовом и розничном – ОАО «ВСК Энерго» для нужд министерства обороны Российской Федерации.

Крупнейшими энергосбытовыми компаниями, работающими на территории области, являются ОАО «Саратовэнерго», по итогам 2010 года, доля электрической энергии, купленной на оптовом рынке для своих потребителей, составляет – 60,2 процента, и ООО «СПГЭС» – 18,1 процента (рис. 2.1).

Рисунок 2.1

Доли, занимаемые энергосбытовыми компаниями на рынке

2.2. Динамика и структура выработки электроэнергии

Выработка электрической энергии электростанциями, расположенными в Саратовской области, в 2010 году составила 41995,1 млн кВт/час или 99,5 процента к уровню 2009 года. Относительно 2005 года выработка электрической энергии выросла на 104,1 процента (рис. 2.2).

Рисунок 2.2

Динамика выработки электроэнергии

Структура выработки электрической энергии в 2010 году по электростанциям области представлена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3

Структура выработки электроэнергии в 2010 году

Балаковская АЭС в 2010 году выработала 31715,8 или 75,5 процента от общей величины выработки (рис. 2.3). Рост выработки к 2009 году составил 101,3 процента, а относительно 2005 года – 110,3 процента (приложение № 1).

Саратовская ГЭС в 2010 году выработала 5210,45 млн кВт/час электрической энергии или 12,4 процента от общей величины выработки, что относительно 2009 года составляет 89,6 процента. Снижение выработки обусловлено сложившейся гидрологической обстановкой в 2010 году.

Тепловые электрические станции ОАО «Волжская ТГК» в 2010 году выработали 4862 млн кВт/час электрической энергии или 11,6 процентаот общей величины выработки. Относительно 2009 года выработка снижена на 4,3 процента. При этом по ряду станций компании выработка в 2010 году превысила аналогичный показатель 2009 года:

Саратовская ГРЭС – 242,4 млн кВт/час или 101,2 процента к факту 2009 года;

Энгельсская ТЭЦ-3 – 627,85 млн кВт/час или 108,8 процента к факту 2009 года.

Полезный отпуск электрической энергии в сеть от электростанций, расположенных в Саратовской области, в 2010 году составил 39858,97 млн кВт/час или 99,7 процента к аналогичному показателю 2009 года.

2.3. Динамика и структура потребления электрической энергии и мощности

В 2010 году максимальная потребляемая электрическая мощность энергосистемы составила 2144 МВт (табл. 2.6), что на 4,6 процента ниже 2009 года. Собственный максимум нагрузок энергосистемы был достигнут 25 января 2010 года в 17-00 час. При этом следует отметить, что максимум нагрузок 2010 года на 641 МВт меньше исторического максимума нагрузок (2785 МВт – 25 декабря 1991 года в 8-00 час.).

Таблица 2.6

Максимум нагрузок энергосистемы

Наименование показателя

2005

год

2006

год

2007

год

2008

год

2009

год

2010

год

Собственный максимум нагрузок, МВт

2187

2302

2215

2292

2248

2144

Дата и месяц

28.01.2005 в 18:00

23.01.2006 в 18:00

27.12.2007 в 18:00

10.01.2008 в 18:00

17.12.2009 в 18:00

25.01.2010

в 17:00

Температура окружающей среды, ºС

-17,8

-17,6

-20,3

-21,6

-23,1

-19

Абсолютный прирост, МВт

75

115

-87

77

-44

-104

Темп прироста, %

3,55

5,26

-3,78

3,48

-1,92

-4,6

С 2005 по 2007 годы наблюдался рост электропотребления до уровня 13307,0 млн кВт/час. В 2009 году электропотребление характеризовалось значительным спадом, связанным с кризисными явлениями в экономике (12368,1 млн кВт/час или 93,2 процента к уровню 2008 года). В 2010 году наблюдался рост энергопотребления на уровне 104,3 процента к 2009 году и составил 12906,1 млн кВт/час (рис. 2.4).

Рисунок 2.4

Динамика электропотребления

При этом полезный отпуск электрической энергии из сети в 2010 году составил 8917,79 млн кВт/час или 106,9 процента к уровню 2009 года (табл. 2.7).

Таблица 2.7

Структура потребления электрической энергии

Наименование

Размерность

2008 год

2009 год

2010 год

Промышленность

млн кВт/час

2327,07

1981,28

2113,39

%

-

85,1

106,7

Строительство

млн кВт/час

114,42

87,42

107,90

%

-

76,4

123,4

Сельское хозяйство

млн кВт/час

149,15

139,28

140,65

%

-

93,4

101,3

Транспорт и связь

млн кВт/час

1505,94

1 755,63

1 814,93

%

-

116,6

103,4

Население

млн кВт/час

2019,89

2044,62

2094,41

%

-

101,2

102,4

Бюджетные потребители

млн кВт/час

688,39

631,01

618,70

%

-

91,7

98,0

Прочие потребители

млн кВт/час

2342,71

1705,36

2 027,81

%

-

72,8

118,9

Итого полезный отпуск потребителям:

млн кВт/час

9147,57

8344,59

8917,79

%

-

91,2

106,9

Потери электрической энергии в сетях

млн кВт/час

1883,62

1848,15

1 852,20

%

-

98,1

100,2

Собственные нужды электростанций и потери в пристанционных узлах

млн кВт/час

2232,40

2175,34

2 136,13

%

-

97,4

98,2

Всего:

млн кВт/час

13263,59

12368,08

12 906,10

%

-

93,2

104,4%

Основную долю в структуре электропотребления Саратовской области в 2010 году (рис. 2.5) занимают: отрасль промышленности – 2113,39 млн кВт/час или 16,38 процента от общей величины электропотребления, потребление населением – 2094,41 млн кВт/час или 16,2 процента, отрасль транспорта и связи – 1814,93 млн кВт/час или 14,6 процента. Предприятия сельского хозяйства (1,09 процента от общего объема) и строительная сфера (0,84 процента) занимают незначительную долю в общем объеме потребления. Кроме того, 14,35 процента в структуре потребления составляют потери в электрических сетях (1852,2 млн кВт/час) и 16,5 процента – расход энергии на собственные нужды на электростанциях (2136,13 млн кВт/час).

Рисунок 2.5

Доли потребления электрической энергии в 2010 году

Относительно 2005 года прирост электропотребления по группе населения составил 368,8 млн кВт/час электрической энергии или 121,4 процента (табл. 2.8).

Следует отметить, что доля потребления городским населением выросла с 75 процентов в 2005 году до 81 процента в 2010 году, что свидетельствует о росте энерговооруженности городского населения. При этом электропотребление населения Саратова в 2010 году составляет 876,4 млн кВт/час или 41,9 процента от общего объема потребления населением электрической энергии или 52 процента от городского электропотребления. Относительно 2005 года прирост составил 215,5 млн кВт/час.

Таблица 2.8

Динамика потребления электрической энергии населением

Наименование

Размерность

2005

год

2006

год

2007

год

2008

год

2009

год

2010 год

Население

млн кВт/час

1725,6

1772,8

1772,0

2019,9

2044,6

2094,4

%

99,9

102,7

100,0

114,0

101,2

102,4

Сельское

млн кВт/час

417,6

387,7

356,4

479,3

402,3

409,1

%

99,1

92,9

91,9

134,5

83,9

101,7

Городское:

млн кВт/час

1308,0

1385,1

1415,7

1540,6

1642,4

1685,3

%

100,2

105,9

102,2

108,8

106,6

102,6

Саратов

млн кВт/час

660,9

705,1

752,8

804,2

848,6

876,4

%

101,3

106,7

106,8

106,8

105,5

103,3

Энгельс

млн кВт/час

151,4

136,4

123,0

138,9

153,4

158,3

%

127,1

90,1

90,2

112,9

110,4

103,2

Балаково

млн кВт/час

131,3

151,8

158,7

157,6

164,6

165,2

%

86,9

115,6

104,5

99,3

104,4

100,3

прочие города

млн кВт/час

364,4

391,7

381,2

439,8

475,8

485,5

%

95,2

107,5

97,3

115,4

108,2

102,0

2.4. Динамика и структура выработки тепловой энергии в регионе

Относительно 2005 года производство тепловой энергии в 2010 году выросло на 651,0 тыс. Гкал или на 3,7 процента (табл. 2.9). При этом доля тепловой энергии, произведенной на комбинированных источниках в 2010 году, равна 46,7 процента и относительно 2005 года снизилась на 11,3 процента. А доля тепловой энергии, произведенной с использованием вторичных энергетических ресурсов (теплоутилизационных установок) в 2010 году, равна 12,5 процента и относительно 2009 года выросла на 93,6 тыс. Гкал.

Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии осуществляется в трех городах от следующих источников:

Саратов – тепловые электрические станции ОАО «Волжская ТГК»: Саратовская ГРЭС, Саратовская ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-5;

Энгельс – Энгельсская ТЭЦ-3 ОАО «Волжская ТГК»;

Балаково – Балаковская ТЭЦ-4 ОАО «Волжская ТГК» и Балаковская атомная станция.

Таблица 2.9

Производство тепловой энергии

Наименование

Размерность

2005

год

2006 год

2007 год

2008 год

2009 год

2010 год

Производство тепловой энергии

тыс. Гкал

17742,5

18508,5

18048,1

18663,8

18670,0

18393,5

%

96,5

104,3

97,5

103,4

100,0

98,5

Комбинированная выработка

тыс. Гкал

8450,8

8571,4

8424,3

7880,8

7597,2

7496,6

%

98,1

101,4

98,3

93,5

96,4

98,7

Котельные

тыс. Гкал

6755,1

7461,3

7063,7

8595,6

8863,7

8594,2

%

93,0

110,5

94,7

121,7

103,1

97,0

Использование вторичных энергетических ресурсов (теплоутилизационные установки)

тыс. Гкал

2536,6

2475,8

2560,1

2187,4

2209,1

2302,7

%

101,2

97,6

103,4

85,4

101,0

104,2

Самым крупным поставщиком тепловой энергии в Саратовской области является ОАО «Волжская ТГК». В 2010 году на тепловых станциях и котельных компании произведено 8472,9 тыс. Гкал теплоты или 46 процента от общего объема тепловой энергии в регионе.

Выработка тепловой энергии ОАО «Волжская ТГК» в 2010 году снижена на 2,3 процента относительно 2009 года. При этом по комбинированным источникам снижение составило 0,9 процента, а по котельным – 12,2 процента (табл. 2.10).

Таблица 2.10

Отпуск тепловой энергии ОАО «Волжская ТГК»

Наименование

Размер-ность

2005

год

2006

год

2007

год

2008

год

2009

год

2010

год

Саратовская ГРЭС

тыс. Гкал

1040,9

1052,0

1024,2

1004,0

1027,1

1026,0

%

102,6

101,1

97,4

98,0

102,3

99,9

Саратовская ТЭЦ-1

тыс. Гкал

360,8

345,2

331,4

311,0

303,8

302,2

%

102,0

95,7

96,0

93,8

97,7

99,5

Саратовская ТЭЦ-2

тыс. Гкал

1734,7

1711,0

1787,5

1671,0

1616,8

1528,7

%

98,7

98,6

104,5

93,5

96,8

94,6

Энгельсская ТЭЦ-3

тыс. Гкал

900,0

926,6

861,8

861,0

845,0

828,2

%

101,3

103,0

93,0

99,9

98,1

98,0

Балаковская ТЭЦ-4

тыс. Гкал

2276,9

2397,5

2300,4

2002,0

1866,5

1894,5

%

90,1

105,3

95,9

87,0

93,2

101,5

Саратовская ТЭЦ-5

тыс. Гкал

2061,9

2058,8

2053,2

1934,0

1904,6

1917,0

%

103,2

99,9

99,7

94,2

98,5

100,7

Итого по станциям:

тыс. Гкал

8375,3

8491,2

8358,6

7783,0

7563,8

7496,6

%

98,1

101,4

98,4

93,1

97,2

99,1

Котельные

тыс. Гкал

0,0

945,7

984,0

979,0

1112,3

976,3

%

-

-

104,0

99,5

113,6

87,8

Всего:

тыс. Гкал

8375,3

9437,0

9342,5

8762,0

8676,1

8472,9

%

98,1

112,7

99,0

93,8

99,0

97,7

             

Основными потребителями тепловой энергии в Саратовской области в 2010 году являются население – 7019,1 тыс. Гкал или 38,2 процента от общего количества тепла (рис. 2.6) и бюджетные организации – 2341,1 тыс. Гкал или 12,7 процента от общего количества тепла.

Потери тепловой энергии в сетях и собственные нужды станций (котельных) равны 12,1 процента от общего количества тепла (в соответствии с отчетными данными компаний).

Рисунок 2.6

Доля и объем потребления тепловой энергии по группам потребителей

По оценкам экспертов фактические тепловые потери в сетях составляют от 20 до 30 процентов. При этом тепловые потери в магистральных и распределительных сетях существенно различны. Техническое состояние магистральных сетей, как правило, значительно лучше (величина потерь не превышает 8-9 процентов). Кроме того, суммарная поверхность магистральных сетей, через которую теряется тепловая энергия, значительно меньше поверхности намного более разветвленных и протяженных распределительных сетей. Поэтому на магистральные сети приходится в несколько раз меньшая доля тепловых потерь по сравнению с распределительными.

Средний возраст тепловых сетей год от года повышается в связи с тем, что объем замен теплопроводов недостаточен. В связи с этим удельная повреждаемость теплопроводов выросла до 70 зарегистрированных повреждений в год на 100 км тепловых сетей. Чтобы прервать процесс старения тепловых сетей и оставить их средний возраст на существующем уровне, надо ежегодно перекладывать около 4-5 процентов трубопроводов, что составляет ежегодно около 50-60 км сетей в двухтрубном исчислении.

Достигнутая относительно высокая надежность работы магистральных и разводящих тепловых сетей обеспечена в основном посредством выноса их на поверхность (80-85 процентов сетей), а также за счет оперативного устранения возникающих свищей от внутренней коррозии.

2.5. Структура топливного баланса электростанций и котельных

Основным топливом для тепловых электрических станций и котельных Саратовской области является природный газ (топочный мазут является аварийным и резервным топливом).

В 2010 году на производство электрической и тепловой энергии на тепловых электрических станциях и котельных израсходовано 2709,9 тыс. т условного топлива, в том числе 2341,7 млн м3 природного газа и 6,5 тыс. т топочного мазута (табл. 2.11). Таким образом, доля природного газа в топливном балансе тепловых электрических станций по итогам 2010 года составляет 99,1 процента.

Таблица 2.11

Фактический и удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии в 2010 году по ОАО «Волжская ТГК»

Наименование

Потребность в топливе

Удельный расход топлива

газ

топочный мазут

условное топливо

на электрическую энергию

на тепловую энергию

млн
куб. м

тыс. тонн

тыс. т.у.т.

г у.т./кВт ч

кг у.т./Гкал

Саратовская ГРЭС

181,6

2,6

212,4

167,8

173,8

Саратовская ТЭЦ-1

56,0

0,0

64,4

195,4

192,4

Саратовская ТЭЦ-2

438,2

0,7

505,0

328,9

184,1

Энгельсская ТЭЦ-3

257,1

1,7

306,2

302,3

171,5

Балаковская ТЭЦ-4

606,8

0,7

698,7

296,4

181,1

Саратовская ТЭЦ-5

631,4

0,8

727,2

254,5

167,4

Итого по ТЭС:

2171,2

6,5

2513,9

257,5

178,4

Котельные

170,5

196,0

0,0

200,8

Всего:

2341,7

6,5

2709,9

257,5

189,6

По итогам 2010 года удельный расход условного топлива на отпущенную электрическую энергию по тепловым электрическим станциям ОАО «Волжская ТГК» составляет 257,5 г у.т./кВт час. Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию (с учетом отпуска тепловой энергии котельными) составил 189,6 кг у.т./Гкал.

Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию по котельным, расположенным в Саратовской области, по экспертным оценкам, составляет от 175 до 215 кг у.т./Гкал. Причиной столь высокого значения указанного показателя является тот факт, что основная масса котельных была введена в эксплуатацию в 70-е годы ХХ века. Основное и вспомогательное оборудование котельных морально и физически устарело за прошедшие 40 лет эксплуатации.

Анализ современного технического состояния этих источников тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Саратовской области приводит к излагаемым ниже выводам.

Общим для большинства котельных является большой физический износ оборудования, достигший 68-70 процентов. Анализ котельных, работающих на природном газе, показал, что котельные с котлами единичной мощностью более 5-6 Гкал/час имеют достаточно высокий коэффициент использования теплоты топлива (74-76 процентов). Технические показатели котельных, оборудованных котлами малой мощности («НР-18», «ЗИО-60», «Универсал», «Энергия», «Стреля» и т.п.), значительно ниже – коэффициент использования теплоты топлива не превышает 70-73 процентов. Это определяется как крайне низкими техническими характеристиками самих котлов, так и повсеместным отсутствием, либо неработоспособностью системы водоподготовки и, соответственно, возросшими термическими сопротивлениями на поверхностях нагрева.

3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы

Особенности функционирования энергосистемы

В целом Саратовская энергосистема характеризуется избытком генерирующей мощности (табл. 3.1). В 2010 году электропотребление регионом составило 30,7 процента от величины выработки электрической энергии.

Таблица 3.1

Сравнение выработки и электропотребления

Наименование

2005

год

2006

год

2007

год

2008

год

2009

год

2010

год

Выработка электроэнергии, млн кВт/час

40155,2

41361,2

41541,0

42754,1

42173,4

41995,1

Электропотребление, млн кВт/час

12573,5

13158,6

13307,0

13263,6

12368,1

12906,1

Сравнение потребление/

выработка, %

31,3

31,8

32,0

31,0

29,3

30,7

Характерной особенностью энергосистемы является наличие трех обособленных энергорайонов: Саратовский, Балаковский и Балашовский (транзитный район не имеет собственной генерации). Саратовский энергорайон характеризуется дефицитом генерирующей электрической мощности, а Балаковский – наоборот, наличием значительного избытка генерирующих мощностей.

Установленная электрическая мощность объектов генерации электрической энергии, расположенных в Балаковском энергорайоне, составляет 5874 МВт или 85,2 процента от общей установленной мощности (табл. 3.2).

Таблица 3.2

Сравнение генерации Балаковского и Саратовского энергорайонов

Наименование

Установленная мощность на 1 января 2011 года, МВт

Филиал ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Балаковская атомная станция»

4000,00

Филиал ОАО «РусГидро» «Саратовская ГЭС»

1360,00

Балаковская ТЭЦ-4 ОАО «Волжская ТГК»

465,00

ООО «Балаковские минеральные удобрения»

49,00

Итого по Балаковскому энергорайону:

5874,00

Тепловые электрические станции, в том числе:

1014,00

Саратовская ГРЭС ОАО «Волжская ТГК»

54,00

Саратовская ТЭЦ-2 ОАО «Волжская ТГК»

296,00

Энгельсская ТЭЦ-3 ОАО «Волжская ТГК»

202,00

Саратовская ТЭЦ-5 ОАО «Волжская ТГК»

440,00

ООО «Саратовская ТЭЦ-1»

22,00

Итого по Саратовскому энергорайону:

1014,00

Всего:

6888,00

Сети всех энергорайонов используются для транзита электрической энергии от Балаковской АЭС и Саратовской ГЭС в другие энергосистемы.

При этом сложившаяся структура потребления электрической энергии имеет несколько иную зависимость. Правобережная часть энергосистемы (Саратовский и Балашовский энергорайоны) потребляет 57,6 процента максимума нагрузок.

Соответственно наиболее напряженные режимы работы электрической сети могут возникать в Правобережной части энергосистемы, что в условиях роста электропотребления повышает вероятность возникновения аварийных ситуаций.

Характерной особенностью Саратовской энергосистемы является наличие 13 крупных организаций (ООО «Газпром трансгаз Саратов», Приволжская и Юго-Восточная железные дороги, Саратовское районное нефтепроводное управление ОАО «Приволжскнефтепровод», ОАО «Вольскцемент», ОАО «Саратовнефтегаз», ОАО «Саратовский нефтеперерабатывающий завод», ООО «Саратоворгсинтез», ООО «Балаковские минеральные удобрения», ОАО «Саратовстройстекло», ОАО «Саратовский подшипниковый завод», ФГУ «Управление «Саратовмелиоводхоз», МУПП «Саратовводоканал»), которые в 2010 году потребили 3273,14 млн кВт/час электрической энергии или 102 процента к уровню 2009 года (приложение № 2).

Указанные организации потребляют 25,3 процента от величины электропотребления 2010 года или 37,8 процента от полезного отпуска электрической энергии конечным потребителям.

Вторая очередь Балаковской АЭС

При строительстве Балаковской АЭС (энергоблоки № 1-4 – первая очередь) предусматривалось расширение атомной станции на площадях ранее отведенного земельного участка с непосредственным примыканием к энергоблоку № 4 с аналогичным технологичным разрывом и использованием инфраструктуры и внешних инженерных сетей первой очереди.

Проект второй очереди Балаковской АЭС предусматривает строительство двух энергоблоков с водо-водяными реакторными установками ВВЭР-1000 (модификация В-392Б). Строительство второй очереди Балаковской АЭС было начато в 1993 году.

Строительная готовность главного корпуса энергоблока № 5 составляет 60,5 процента, а по энергоблоку № 6 – 6,8 процента. Помимо этого получены все необходимые согласования для возобновления строительства второй очереди Балаковской АЭС (в том числе выполнен ОБИН и ОВОС). Согласно Положению о лицензировании деятельности в области использования атомной энергии, утвержденному постановлением Правительства Российской Федерации от 14 июля 1997 года № 865, в Научно-техническом центре по ядерной и радиационной безопасности (НТЦ ЯРБ) проведена экспертиза безопасности проекта второй очереди Балаковской АЭС.

Сооружение второй очереди Балаковской АЭС возможно только при наличии необходимого свободного технологического оборудования (парогенераторы, реактор, паровая турбина). Сроки изготовления указанных элементов значительны и составляют от двух и более лет. При этом существующие мощности энергомашиностроительных заводов ограниченыи могут не позволить построить новые вышеуказанные технологические элементы.

В связи с этим была проведена ревизия свободного оборудования длительного цикла изготовления (ДЦИ), находящегося на площадках филиала компании «Энергомаш (ЮК) Лимитед». 18 июня 2008 года ОАО «Концерн Росэнергоатом» выдал акт № Блк АЭС 5А-001К 2008 по результатам выполнения работ I этапа работ по обследованию оборудования ДЦИ. Данный акт свидетельствует о возможности применения имеющегося в наличии оборудования ДЦИ для целей достройки второй очереди Балаковской АЭС.

Единственным препятствием для возобновления строительства второй очереди Балаковской АЭС является отсутствие данного объекта в инвестиционной программе ОАО «Концерн Росэнергоатом», что в свою очередь предусматривает необходимость включения указанного объекта в Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2030 года.

Электроснабжение центральной части города Вольска

Несмотря на то, что с 60-х годов прошлого века на территории Саратовской области применяется трехфазная сеть переменного тока стандарта 380/220 В (фазное напряжение – 220 В, линейное – 380 В), в центральной части города Вольска (ориентировочно 10 тыс. жителей) до настоящего времени применяется стандарт 220/127 В (фазное напряжение 127 В, линейное 220 В). При этом бытовые приборы в указанной сети включаются между двумя фазами.

Для приведения в соответствие распределительной электрической сети города Вольска необходимо:

провести реконструкцию ВЛ-0,23 кВ общей протяженностью 39,1 км (из них совместной подвески ВЛ-6/0,23 кВ – 9,0 км);

провести реконструкцию 29 трансформаторных подстанций 6/0,23 кВ установленной мощностью 5765 кВА. На 10 трансформаторных подстанциях необходима замена основного и вспомогательного оборудования;

подключить к новой воздушной изолированной линии ВЛИ-0,4 кВ (протяженность 39,1 км) 3212 объектов с монтажом ответвлений (общая протяженность 96,4 км);

установить новые щиты учета электрической энергии у 4079 физических и 355 юридических лиц.

3.2. Проблемы энергосистемы

В настоящее время на электростанциях Саратовской энергосистемы находится в эксплуатации 2386 МВт мощностей (или 34,8 процента от общего количества), введенных в эксплуатацию в период до 1981 года (рис. 3.1).

При этом все гидроагрегаты Саратовской ГЭС введены в эксплуатацию в период с 1967 по 1970 годы, а энергоблоки Балаковской АЭС введены: первые три блока в период 1981-1990 годы, а четвертый блок в 1993 году.

Рисунок 3.1

Возрастная структура оборудования электростанций

Характерной особенностью возрастной структуры турбоагрегатов ТЭС (рис. 3.2) является тот факт, что 1026 МВт (69,4 процента от общего количества) введено в эксплуатацию в период до 1980 года, а за период 1981-1990 годов введено 391 МВт (26,4 процента).

Рисунок 3.2

Возрастная структура турбоагрегатов ТЭС

Полный список оборудования электростанций с указанием возрастной структуры оборудования представлен в приложениях № 3, 4.

Электроэнергетический комплекс Саратовской области характеризуется следующими проблемами:

значительное количество электросетевых объектов имеют высокий физический износ и требуют реконструкции;

требуется реконструкция и модернизация общесистемных средств управления (РЗА, ПАА, АИИСКУЭ);

в эксплуатации остается значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, что снижает надежность его работы;

на территории области находится в эксплуатации электросетевое оборудование, срок эксплуатации которого превысил нормативный;

на территории области выявлено 123 бесхозяйные трансформаторные подстанции и 181,45 км распределительных сетей в 13 районах Саратовской области (табл. 3.4), эксплуатация которых находится на низком уровне или отсутствует, вследствие чего ветшают и становятся неспособны нести расчетную нагрузку, не обеспечивают параметры ГОСТ по качеству (сверхнормативное падение напряжения и потери);

недостаточное финансирование реконструкции сети низкого уровня напряжения в период существования АО-энерго;

распределительные сети низкого напряжения находятся в собственности более 50 собственников, количество которых ежегодно растет. Указанные собственники не несут ответственности за надежное электроснабжение потребителей, общая надежность и управляемость таких сетей снижается;

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

Таблица 3.4

Сведения о бесхозяйных объектах электроэнергетики

№ п/п

Наименование

ТП-10-6/0,4 кВ, шт.

ВЛ и КЛ
10-6-0,4 кВ, км

Аткарский

8

9,0

Балашовский

9

8,48

Балтайский

13

8,6

Вольский

7

35,8

Дергачевский

37

42,9

Красноармейский

1

2,48

Новобурасский

3

4,0

Новоузенский

9

1,11

Перелюбский

22

5,9

Петровский

4

3,2

Саратовский

7

41,6

Татищевский

1

4,4

Федоровский

2

13,98

Итого:

123

181,45

Дефицит генерирующей мощности Саратовского энергорайона

Дефицит генерирующей мощности Саратовского энергорайона, включающего в себя города Саратов и Энгельс, покрывается за счет избыточного Балаковского района по ВЛ-500 кВ «Саратовская ГЭС-Курдюм» и ВЛ-220 кВ «Саратовская ГЭС-Саратовская 1 и 2 цепь», «Центральная-Подлесная-Красный Яр-Пушкино». В летний период времени, при снижении генерации Саратовской ТЭЦ-2, Энгельсской ТЭЦ-3, Саратовской ТЭЦ-5 и увеличении транзитного перетока в ОЭС Юга и ОЭС Центра, дефицит Саратовского энергорайона увеличивается по активной и реактивной мощностям, что приводит к увеличению загрузки основных ВЛ-500 и 220 кВ и затруднению проведения ремонтной компании сетевого оборудования.

Балашовский энергорайон не имеет собственной генерации. Загрузка его сети 220-110 кВ определяется в основном транзитом электрической мощности в ОЭС Юга и ОЭС Центра. Существуют режимы, при которых мощность, передаваемая в ОЭС Юга и ОЭС Центра, может вызвать перегрузку ВЛ-220 кВ «Ртищево-Хопер».

В осенне-зимний период при максимально включенных в работу генераторах тепловых электрических станций ОАО «Волжская ТГК» обеспечение допустимых уровней напряжения достигается за счет достаточной располагаемой реактивной мощности станций и регулировкой под нагрузкой (РПН) на автотрансформаторных подстанциях ПС-220 кВ. В летний период при минимальном составе генераторов на тепловых электрических станциях в городе Саратове резко снижается располагаемая реактивная мощность ТЭЦ-2, ТЭЦ-3 и ТЭЦ-5, что приводит к снижению напряжения в сети 110 кВ в максимальных, ремонтных и особенно в аварийных режимах. Поднять уровень напряжения в сети за счет перестановки РПН на автотрансформаторах ПС-220 кВ не представляется возможным. Для увеличения генерирующей реактивной мощности на ТЭЦ-2 необходимо включать в работу один из генераторов в режиме синхронного компенсатора (СК).

На перетоки мощности по сечению 500-220 кВ «Саратовская ГЭС-Саратов», обусловленные дефицитом Саратовского узла, накладываются транзитные перетоки в Пензенскую и Волгоградскую энергосистемы, достигающие 40 процентов от общего перетока.

Мониторинг токовых нагрузок сети показывает, что токовая загрузка линий электропередач в летний период в среднем на 20-30 процентов выше, чем в зимний период. Наиболее тяжелые режимы работы электрической сети в летний период обусловлены следующими факторами:

разгрузка тепловых электрических станций в период паводка;

увеличение сезонных ограничений генерирующей мощности в летний период. В 2010 году сезонные ограничения на тепловых электростанциях достигли 533 МВт, что составляет 36 процентов от их установленной мощности. На двух электростанциях, находящихся в Саратовском узле Саратовской ТЭЦ-5 и Саратовской ТЭЦ-2, в 2010 году отсутствовали резервы мощности в период с июня по август;

изменение графика и характера потребления. Максимальное потребление Саратовской энергосистемы в июле 2010 года достигало 1624 МВт, что на 80 МВт выше максимума летних месяцев 2009 года. Максимум потребления в июле сдвинулся на дневные часы (14-15 часов), когда снижены допустимые токовые нагрузки сетевых объектов из-за высокой температуры наружного воздуха;

износ сетевого оборудования. По Саратовской энергосистеме 5 авто-трансформаторов АТ 220/110 кВ отработали более 30 лет и не допускают перегрузки при температуре наружного воздуха выше 30С.

Саратовская ТЭЦ-1

Себестоимость производимой электрической энергии на Саратовской ТЭЦ-1 превышает 2,5 руб./кВт/час, в то время как цена электрической энергии на оптовом рынке электрической энергии (мощности) составляет 1,2-1,5 руб./кВт/час. По расчетам ОАО «Волжская ТГК» при годовой выработке электрической энергии на Саратовской ТЭЦ-1 – 30-40 млн кВт/час убыток от работы станции на НОРЭМ составляет 20-30 млн рублей.

По предварительной оценке для реализации мероприятий по модернизации и техническому перевооружению Саратовской ТЭЦ-1 необходимо:

модернизация станции с установкой современного газотурбинного оборудования (ориентировочной электрической мощностью 37 МВт) 1,8-2 млрд рублей;

перевод Саратовской ТЭЦ-1 в режим котельной – 2-2,2 млрд рублей;

полный останов станции – 2-2,5 млрд рублей.

Для обеспечения безаварийной работы Саратовской энергосистемы в случае останова или перевода в режим котельной Саратовской ТЭЦ-1 необходимо:

при наложении на ремонтный режим нормативных возмущений (аварийные отключения линий или подстанции) в зимний период – отключение потребителей на величину 11 МВт для нормализации режима;

увеличение задания по разработке графиков аварийных отключений в узле Саратовская ТЭЦ-1;

ограничить технические присоединения потребителей на шины 6 кВ Саратовской ТЭЦ-1.

Для ликвидации вышеуказанных негативных последствий, в случае ликвидации (или перевода) в режим котельной Саратовской ТЭЦ-1 требуется разработка проектных решений по реализации схемы энергоснабжения с учетом фактических нагрузок в энергоузле Саратовская ТЭЦ-1, определяющих необходимость реконструкции комплекса противоаварийной автоматики сети 35 кВ или воздушной линии ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-1 – Саратовская ТЭЦ-2» с увеличением сечения провода и установкой дополнительных опор, что в условиях плотной городской застройки затруднено.

3.3. «Узкие» места Саратовской энергосистемы

Полный перечень мероприятий, направленных на устранение «узких» мест Саратовской энергосистемы, представлен в приложении № 5.

Сечение 500-220 кВ «Саратовская ГЭС-Саратов»

В летний период при ремонте одной из воздушных линий ВЛ-220 кВ «Саратовская ГЭС-Саратовская 1(2) ц» и аварийном отключении ВЛ-500 кВ «Саратовская ГЭС-Курдюм» при перетоке в сечении ГЭС-Саратов более 700 МВт происходит перегруз оставшейся в работе ВЛ-220 кВ «Саратовская ГЭС-Саратовская 2(1) ц» и снижение напряжения на ПС «Саратовская» до 102 кВ при минимально допустимом значении – 108 кВ. Для устранения перегруза действием противоаварийной автоматики производится отключение транзитной линии ВЛ-220 кВ «Курдюм-Аткарск-Ртищево» и отключение потребителей в городе Саратове до 60 МВт. В связи с этим все технологические подключения новых потребителей в городе Саратове производятся с подключением их к системе автоматического ограничения нагрузки (САОН).

Для устранения данного «узкого» места в Саратовской энергосистеме необходимо строительство новой воздушной линии ВЛ-500 кВ «Балаковская АЭС-Курдюм».

Автотрансформатор АТ-2 ПС 220 кВ «Саратовская»

При ремонте автотрансформатора АТ-3 мощностью 240 МВА на ПС 220 кВ «Саратовская» отключение автотрансформатора АТ-1 (установленная мощность 250 МВА) при дефиците мощности в Саратовском узле в размере 415 МВт приводит к перегрузу:

автотрансформатора АТ-2 ПС 220 кВ «Саратовская» (установленная мощность 180 МВА) на подстанции на 5 процентов;

воздушной линии ВЛ-110 кВ «Саратовская-ТЭЦ-5 1ц» на 5 процентов;

автотрансформатора АТ-1 (установленная мощность 200 МВА) на ПС 500 кВ «Курдюм» на 17 процентов.

В связи с этим устранение данного перегруза потребует введения графиков временного ограничения (ГВО) на величину до 40 МВт.

Для устранения «узкого» места необходима реконструкция ПС 220 кВ «Саратовская» с заменой автотрансформаторов АТ-2 и АТ-3 на один новый мощностью 250 МВА.

Схема выдачи электрической мощности от энергоблока № 1 Балаковской АЭС

При ремонте одной из ВЛ-220 кВ «Балаковская АЭС-Центральная-1(2) ц» и аварийном отключении автотрансформатора АТ-1 500/220 кВ на Балаковской АЭС происходит перегруз оставшейся в работе ВЛ-220 кВ до 37 процентов. Для ликвидации указанного перегруза противоаварийная автоматика будет выполнять отключение энергоблока № 1 на Балаковской АЭС.

Для приведения схемы выдачи мощности энергоблока № 1 Балаковской АЭС к нормам технологического проектирования атомных электростнаций необходимо строительство третьей цепи ВЛ-220 кВ «Балаковская АЭС-Центральная».

Воздушная линия ВЛ-110 кВ «Саратовская – ТЭЦ-2»

При дефиците мощности Саратовского узла 415 МВт (летний период), при ремонте шунтирующих линий 110 кВ и при аварийном отключении ВЛ-220 кВ «Центральная-Подлесное» произойдет перегруз ВЛ-110 кВ «Саратовская-ТЭЦ-2» на 23 МВт, для ликвидации которого потребуется ввод ГВО на величину до 70 МВт.

Для ликвидации «узкого» места необходимы:

реконструкция противоаварийной автоматики сети 110 кВ;

снижение ограничений установленной мощности на Саратовской ТЭЦ-2 и Энгельсской ТЭЦ-3 на 30 МВт;

реконструкция ПС 110 кВ Западная с прилегающей сетью 110 кВ, включение в транзит ВЛ-110 кВ «Саратовская-Западная»; ВЛ-110 кВ «Саратовская-ТЭЦ-2» (увеличение пропускной способности связи
«ПС Саратовская-ТЭЦ-2» на 50 МВт).

Электроснабжение центральной части города Саратова

Основные направления по ликвидации «узких» мест в центральной части города Саратова (по приоритетности):

разработка программы комплексной модернизации противоаварийной автоматики субъектов электроэнергетики, задействованных в электроснабжении города;

необходимость снижения ограничений установленной мощности на СарГРЭС, ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-5;

строительство новых или реконструкция существующих линий электропередач в черте города.

ПС 110 кВ «Западная» имеет питание от двух воздушных линий ВЛ-110 кВ. Аварийное отключение ВЛ-110 кВ «ТЭЦ-2-Западная» при ремонте ВЛ-110 кВ «Саратовская-Западная» приводит к погашению подстанции и запитанных от нее потребителей центра города Саратова на величину до 90 МВт.

Для повышения надежности электроснабжения центральной части города Саратова необходимо проведение реконструкции ПС 110 кВ «Западная» с организацией заходов на нее воздушной линии ВЛ-110 кВ «Саратовская-ТЭЦ-2», что также увеличит пропускную способность связи «ПС Саратовская-ТЭЦ-2».

В ОАО «Российские железные дороги» принято решение о строительстве нового моста через реку Волгу в районе города Саратова и демонтаже старого (существующего) моста после ввода в эксплуатацию нового железнодорожного моста.

По конструкциям существующего моста проходят линии электропередач ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц», находящиеся на балансе электросетевой организации ОАО «МРСК Волги».

Указанная ВЛ-110 кВ является системообразующей: соединяет Саратовскую ТЭЦ-2 (г.Саратов) и Энгельсскую ТЭЦ-3 (г.Энгельс). От 1 и 2-й цепи указанной ВЛ-110 кВ питается ПС 110 кВ «Анисовка». ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» выполняет важную роль в решении задачи по осуществлению «перетоков» мощности в различных режимах работы Саратовской энергосистемы.

Аварийные отключения данной ВЛ-110 кВ могут повлечь за собой образование дефицита активной и реактивной мощности в Энгельсском энергоузле (с населением около 300 тыс. человек) и, следовательно, повлиять на устойчивую работу Энгельсской ТЭЦ-3, на режим работы теплосетей и электроснабжение социально значимых объектов г.Энгельса.

Пропускная способность данной ВЛ-110 кВ составляет 120 МВт зимой и 100 МВт летом для каждой цепи ВЛ. Анализ режимов Саратовской энергосистемы показал, что переток мощности по ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» достигает величины 80 МВт, а при ремонтах элементов сети возрастает до 140 МВт в сторону Саратовской ТЭЦ-2.

ОАО «МРСК Волги» предложило ОАО «РЖД» использовать новый мост для переноса на него действующих ВЛ-110 кВ. Департамент пути и сооружений ОАО «РЖД» сообщил о запрете размещения ЛЭП-110 кВ на реконструируемом мостовом переходе.

В условиях отсутствия связи 110 кВ ТЭЦ-2-ТЭЦ-3 наиболее критичным для надежности функционирования Саратовского и Энгельсского энергорайонов является летний период (апрель-октябрь), когда происходит ремонт генерирующего оборудования на ТЭС Саратовской области и массовый ремонт оборудования элементов системообразующей сети 35, 110, 220 и 500 кВ.

Возможные технологические риски, связанные с отключением
ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» при строительстве нового железнодорожного моста:

1. Аварийные отключения и вывод в ремонт оборудования в летний период.

Правобережная часть энергосистемы.

При отсутствии связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» невозможно вывести в ремонт:

по условиям допустимых уровней напряжения потребителей:

ВЛ-500 кВ «Саратовская ГЭС-Курдюм»;

по условиям допустимой токовой нагрузки оборудования:

ВЛ-110 кВ «Курдюм-Распределительная 1 или 2 ц»;

ВЛ-110 кВ «Саратовская-Западная»;

ВЛ-110 кВ «Саратовская-Кировская»;

ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-5-Кировская»;

автотрансформатор АТ-1 на подстанции ПС 500 кВ «Курдюм».

Вывод в ремонт или аварийное отключение указанных элементов сети приведет к ограничению или аварийному отключению потребителей
с потребляемой мощностью в объеме до 80 МВт.

Левобережная часть энергосистемы.

При отсутствии связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» невозможно вывести в ремонт по условиям допустимых уровней напряжения потребителей ВЛ-220 кВ «Центральная-Подлесное». Вывод в ремонт или отключение приведет к ограничению или аварийному отключению потребителей с потребляемой мощностью в объеме до 40 МВт.

2. Организация плавок гололеда на воздушных линиях энергосистемы.

При отсутствии связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» невозможно осуществлять плавки гололеда по:

ВЛ-110 кВ «Курдюм-Распределительная 1 или 2ц»;

ВЛ-110 кВ «Саратовская-Саратовская ТЭЦ-2»;

ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Распределительная 1 или 2 ц».

Всего исключается из применения 11 схем плавок гололеда.

При проведении фактических плавок гололеда по ВЛ-110 кВ «Саратовская-Саратовская ТЭЦ-2» и по ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Распределительная 1 или 2 ц» возможно выделение Саратовской ТЭЦ-2 на изолированную работу со снижением параметров теплоносителей.

3. Технологические присоединения.

На период строительства ВЛ-500 кВ «Балаковская АЭС-Курдюм» при отсутствии связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» возможность технологического присоединения в г.Саратове снижается со 100 МВт до 50 МВт.

В условиях отсутствия связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» даже после ввода в эксплуатацию ВЛ-500 кВ «Балаковская АЭС-Курдюм» невозможно технологическое присоединение новых потребителей электроэнергии к следующим центрам питания:

Правобережная часть энергосистемы:

к Саратовской ТЭЦ-2, Саратовской ТЭЦ-1, подстанции ПС 500 кВ «Курдюм» (на напряжении 110 кВ), ПС 110 кВ «Распределительная», ПС 110 кВ «Западная», ПС 110 кВ «ГПЗ, ПС 110 кВ «Станок», ПС 110 кВ «Промышленная», ПС 35 кВ «Университетская», ПС 110 кВ «Агрегатная», ПС 110 кВ «Мельзаводская».

Левобережная часть энергосистемы:

к Энгельсской ТЭЦ-3, ПС 220 кВ «Красный Яр», ПС 220 кВ «Пушкино», ПС 220 кВ «Подлесное» и ко всем воздушным линиям ВЛ-110 кВ, отходящим от этих объектов.

4. Возможные мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей при отсутствии связи 110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Энгельсская ТЭЦ-3 1 и 2 ц» – увеличение генерации электрической мощности в летний период времени по:

Саратовской ТЭЦ-2 – не менее 140 МВт (факт последних лет – 45-50 МВт);

Энгельсской ТЭЦ-3 – не менее 100 МВт (факт последних лет – 30-45 МВт).

Достижение указанных уровней генерации делает невозможным проведение ремонтов основного и вспомогательного тепломеханического оборудования на Саратовской ТЭЦ-2 и Энгельсской ТЭЦ-3 в летний период, а также приводит к увеличению стоимости электроэнергии для конечных потребителей в связи с использованием неэффективной конденсационной выработки электроэнергии на станциях.

В связи с вышеизложенным необходимо строительство ЛЭП напряжением 110 кВ, связывающей Саратовскую ТЭЦ-2 и Энгельсскую ТЭЦ-3 «Волжская ТГК». При этом для снижения стоимости реализации данного проекта целесообразно разместить данную линию электропередач на планируемом к строительству железнодорожном переходе (по согласованию).

4. Основные направления развития электроэнергетики

4.1. Прогноз производства электроэнергии до 2016 года

На рисунке 4.1 иллюстративно представлены графики прогнозов производства электроэнергии на период до 2016 года для рассматриваемого в Программе варианта развития электроэнергетики области и базового прогноза выработки/потребления электрической энергии, разработанного на основе прогнозов генерирующих компаний и ОАО «Системный оператор ЕЭС» (табл. 4.1).

При формировании прогноза выработки электрической энергии в рамках разработанного Программой варианта учтены новые вводы объектов по производству электрической энергии на период до 2016 года, а также мероприятия по демонтажу, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования согласно предложениям генерирующих компаний (на начало 2011 года).

Рисунок 4.1

Прогноз производства электрической энергии, млн кВт/час

Прогнозируемый объем производства электрической энергии в 2016 году составит 43006,5 млн кВт/час электрической энергии или 102,4 процента к факту 2010 года (базовый прогноз – 42393 млн кВт/час или 102,2 процента), в том числе по Балаковской АЭС – 31938,5 млн кВт/час или 100,7 процента к факту 2010 года (базовый прогноз – 32165 млн кВт/час или 101,4 процента), по Саратовской ГЭС – 5690 млн кВт/час или 109,2 процента к уровню 2010 года (базовый прогноз – 5400 млн кВт/час или 103,6 процента), по ОАО «Волжская ТГК» – 5221 млн кВт/час или 107,3 процента к уровню 2010 года.

Таблица 4.1

Прогноз потребления и выработки электрической энергии

Наименование

2010

год

2011

(оценка)

год

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

Выработка электроэнергии, млн кВт/час

41995,1

41889,2

42431,0

42581,8

42742,7

42908,6

43006,5

Прирост выработки, %

99,6

99,7

101,3

100,4

100,4

100,4

100,2

Выработка электроэнергии, (базовый прогноз), млн кВт/час

41995,1

40669,7

40861,0

42344,0

41874,0

41853,1

42939,1

Прирост выработки,
(базовый прогноз), %

99,6

96,8

100,5

103,6

98,9

100,0

102,6

Электропотребление, млн кВт/час

12906,1

13050,0

13554,0

14060,0

14195,0

14339,0

14485,0

Сравнение электро-потребления и выработки электроэнергии, %

30,7

31,2

31,9

33,0

33,2

33,4

33,7

Структура производства электроэнергии по электростанциям области приведена в приложении № 6.

Снижение выработки электрической энергии в базовом прогнозе в 2011-2012 и 2014-2015 годах (рис. 4.1) обусловлено прогнозируемым снижением выработки по Балаковской АЭС, полученным при расчете КИУМ на 2012-2015 годы на основе утвержденных графиков выводов энергоблоков в плановые ремонты, а также выводом генерирующих мощностей на тепловых станциях ОАО «Волжская ТГК».

Планируемые объемы вывода мощности на тепловых электростанциях Саратовской области в 2011-2012 годах составят 196 МВт, в том числе:

Саратовская ТЭЦ-1 – 4 МВт;

Саратовская ТЭЦ-2 – 70 МВт;

Энгельсская ТЭЦ-3 – 22 МВт;

Балаковская ТЭЦ-4 – 100 МВт.

В рассматриваемом Программой варианте рост выработки электрической энергии по Балаковской АЭС будет обеспечен в основном за счет двух факторов:

работа энергоблоков на удлиненных топливных циклах (переход на 18-месячные топливные циклы), что позволит увеличить коэффициент использования установленной мощности станции;

увеличение единичной мощности энергоблоков ВВЭР-1000 за счет проведения модернизации (рост мощности каждого энергоблока составит 40 МВт).

Прогнозируемое производство электрической энергии по ООО «Балаковские минеральные удобрения» в 2016 году составит 327 млн кВт/час или 157,8 процента к уровню 2010 года, что обусловлено вводом в эксплуатацию в четвертом квартале 2010 года паровой турбины мощностью 25 МВт (установленная мощность блок-станции составляет 49 МВт).

При формировании прогноза производства электрической энергии учтен ввод в эксплуатацию в конце 2011 – начале 2012 годов двух газотурбинных тепловых электрических станций ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго» (ГТ ТЭЦ «Контакт» и ГТ ТЭЦ «Проммаш») с суммарной установленной электрической мощностью 36 МВт.

Помимо этого планируется замена двух гидроагрегатов Саратовской ГЭС (станционные номера 22 и 23) на современные с увеличением единичной мощности агрегата на 9 МВт каждый.

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях области представлен в приложении № 7.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии

Прогнозом электропотребления на 2016 год (табл. 4.1) предусматривается прирост относительно 2010 года на 1578,9 млн кВт/час или 112,2 процента (14485 млн кВт/час в 2016 году). При этом ежегодный прирост среднегодового потребления электроэнергии с 2011 по 2016 годы будет в объеме 239,1 млн кВт/час или 1,85 процента от факта 2010 года.

Отношение величины электропотребления и выработки электрической энергии увеличится с 30,8 процента в 2010 году до 33,5 процента в 2016 году (прирост 3 процента).

При формировании прогноза электропотребления учитывались следующие основные факторы: рост спроса на электрическую энергию населения области в связи с ростом энерговооруженности граждан, реализация инвестиционных проектов во всех отраслях экономики, а также строительство жилых и общественных зданий.

Таблица 4.2

Прогноз потребления электрической энергии населением

Наименование

Размерность

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

Население

млн кВт/час

2141,2

2174,5

2209,0

2239,8

2279,6

%

101,6

101,6

101,6

101,4

101,8

сельское

млн кВт/час

417,7

420,6

424,8

426,1

437,2

%

100,5

100,7

101,0

100,3

102,6

городское

млн кВт/час

1723,5

1753,9

1784,2

1813,7

1842,4

%

101,8

101,8

101,7

101,7

101,6

Саратов

млн кВт/час

880,7

883,4

886,0

887,8

888,7

%

100,4

100,3

100,3

100,2

100,1

Энгельс

млн кВт/час

160,0

164,0

168,0

172,0

176,0

%

102,6

102,5

102,4

102,4

102,3

Балаково

млн кВт/час

166,9

171,1

175,3

179,5

183,6

%

102,6

102,5

102,4

102,4

102,3

прочие города

млн кВт/час

515,8

535,4

554,9

574,5

594,1

%

103,9

103,8

103,6

103,5

103,4

              В 2016 году прогнозируется потребление электрической энергиина уровне 2279,6 млн кВт/час или 108,8 процента к 2010 году (табл. 4.2). Городским населением в 2016 году прогнозируется потребление электрической энергии на уровне 1842,4 млн кВт/час, что на 157,13 млн кВт/час больше, чем в 2009 году (рост 109,3 процента к 2010 году). При этом доля городского населения составит в 2016 году 80,8 процента от общего объема (рис. 4.2).

Рост потребления электроэнергии населением, проживающим в сельской местности, прогнозируется относительно 2010 года на 20,06 млн кВт/час или на 6,9 процента.

Рисунок 4.2

Доли потребления электроэнергии в 2016 году населением

При формировании прогноза электропотребления учтена планируемая реализация инвестиционных проектов у крупных потребителей электроэнергии, в том числе (приложение № 8):

Приволжская железная дорога: строительство обхода Саратовского железнодорожного узла;

ОАО «Саратовский НПЗ»: строительство современной железнодорожной эстакады, модернизация установки ЭЛОУ АВТ-6 до производительности 7,5 млн т сырой нефти, строительство новой установки для производства компонента высокооктановых бензинов (комплекс изомеризации пентан-гексановой фракции мощностью 300 тыс.т), реконструкция комплекса гидроочистки дизельного топлива (реконструкция установки Л-24-6 для увеличения производительности и повышения качества дизельного топлива – содержание серы 10 ppm);

ОАО «Саратовнефтегаз»: учтена необходимость доведения уровня утилизации попутного нефтяного газа до 95 процентов (очистка от вредных примесей, строительство объектов малой генерации);

ООО «Саратоворгсинтез»: строительство нового производства фенола и ацетона, расширение цеха производства нитрилакриловой кислоты и цианида натрия;

ООО «Балаковские минеральные удобрения»: ввод в 2010 году новой установки по производству серной кислоты мощностью 600 тыс. т, реализация в 2010 году проекта утилизации дымовых газов от сернокислотного производства (строительство паровой турбины мощностью 25 МВт), строительство нового цеха по производству аммиака.

Рисунок 4.3

Прогноз потребления крупными потребителями, млн кВт/час

С учетом вышесказанного прогнозируемое потребление электрической энергии по 15 крупным организациям (дополнительно учтены проекты по строительству металлургического комплекса производительностью 1,0 млн т сортового проката ЗАО «Северсталь-Сортовой завод Балаково» и строительство нефтепродуктопровода «Сызрань-Саратов-Волгоград-Черноморское побережье» ОАО «Транснефтепродукт») составит 4030,9 млн кВт/час или 38,8 процента от прогнозируемого полезного отпуска электрической энергии конечным потребителям (рис. 4.3).

Основную прогнозную долю в структуре электропотребления Саратовской области в 2016 году будут занимать следующие отрасли (рис. 4.4):

промышленность – 2755,0 млн кВт/час или 19 процентов от общего потребления. Прирост электропотребления составит относительно 2010 года 641,6 млн кВт/час или 30,4 процента;

население и приравненные к нему группы (гаражно-строительные кооперативы, дачи, автостоянки, погреба и т.п.) – 2279,6 млн кВт/час или 15,7 процента от общего потребления. Прирост электропотребления составит относительно 2010 года 185,2 млн кВт/час или 8,8 процента;

транспорт и связь – 1950 млн кВт/час или 13,5 процента от общего потребления. Прирост электропотребления составит относительно 2010 года 135,07 млн кВт/час или 7,4 процента.

Рисунок 4.4

Структура и доли потребления электроэнергии в 2016 году

Помимо этого, прогноз предусматривает рост электропотребления в 2016 году относительно 2010 года по следующим отраслям: строительство на 20,5 процента, сельское хозяйство на 17,3 процента, прочие потребители (мелкомоторная нагрузка, объекты жилищно-коммунального хозяйства и т.п.) на 24 процента.

Прогноз электропотребления по бюджетным организациям определен исходя из требований Федерального закона от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», определенного долгосрочной областной целевой программой «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Саратовской области на период до 2020 года» объема финансирования мероприятий по повышению энергетической эффективности и энергосбережению, динамики потребления электроэнергии по объектам социальной сферы в 2006-2010 годах (приложение № 9), а также прогноза ввода новых социальных объектов (объектов здравоохранения, детских садов, школ, физкультурно-оздоровительных комплексов и т.п.) (табл. 4.3).

Таблица 4.3

Прогноз потребления электрической энергии по бюджетным организациям в 2016 году

Наименование

Размерность

2010

год

2016

год

Бюджетные потребители

млн кВт/час

618,7

598,50

% к 2010 году

96,7

Федеральный бюджет

млн кВт/час

359,84

355,00

% к 2010 году

98,7

Областной бюджет

млн кВт/час

76,41

71,00

% к 2010 году

92,9

Местные бюджеты

млн кВт/час

182,45

172,50

% к 2010 году

94,5

Кроме того, прогнозом электропотребления предусматривается расход электрической энергии на собственные нужды электростанций в размере 2142,87 млн кВт/час или 100,3 процента к уровню 2010 года.

Помимо этого, потери электроэнергии в магистральных и распределительных сетях в 2016 году прогнозируются на уровне 1950 млн кВт/час или 15,8 процента к величине поступления энергии в сеть или 18,78 процента к полезному отпуску из сети (табл. 4.4).

Таблица 4.4

Потери электрической энергии в сетях

Наименование

Размерность

2010 год

2016 год

Прирост (снижение) к 2010 году

Потери электрической энергии в сетях

млн кВт/час

1852,2

1950,0

97,8

% к полезному отпуску

21,47

18,76

-2,71

% к поступлению в сеть

17,68

15,8

-1,88

С учетом вышеуказанного, прогнозируемый максимум нагрузок Саратовской энергосистемы в 2016 году составит 2518 МВт или 115,5 процента к максимуму 2010 года.

Распределение прогнозной величины потребления мощности по основным крупным узлам нагрузки СЭС на 2016 год приведено в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Распределение прогнозной величины потребления мощности по основным крупным узлам нагрузки СЭС на 2016 год

Энергорайон

Р, МВт

Саратовский район

914

Петровский район

101

Аткарский район

88

Вольский район

138

Приволжский район

251

Заволжский район

277

Прихоперский район

219

Балаковский район

399

Среднегодовой ежегодный прирост максимума нагрузок с 2012 по 2016 годы составит 40,5 МВт или 1,7 процента (рис. 4.5). Абсолютный прирост нагрузок к 2016 году составит 374 МВт относительно 2010 года. При этом доля нагрузок по Правобережной части энергосистемы в общем максимуме в 2016 году составит 1322 и увеличится с 42,4 процента в 2010 году до 52,5 процента в 2015 году.

Рисунок 4.5

Прогноз собственного максимума нагрузок на период 2012-2016 годов

4.3. Прогноз производства тепловой энергии

В 2016 году прогноз производства тепловой энергии по Саратовской области составит 17955 тыс.Гкал или 97,6 процента к уровню 2010 года (табл.4.6).

При этом доля комбинированной выработки в 2016 году в общем объеме производства тепловой энергии составит 42 процента, относительно 2010 года прирост составит 0,7 процента. На увеличение доли комбинированной выработки повлияет ввод в промышленную эксплуатацию (выдача тепловой мощности) в 2013 году двух газотурбинных тепловых электрических станций ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго» установленной тепловой мощностью 160 Гкал/час (в том числе 80 Гкал/час – пиковые водогрейные котлоагрегаты).

Таблица 4.6

Прогноз производства тепловой энергии

Наименование

Размер-ность

2010

год

2011

(оценка)

год

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

Производство тепловой энергии

тыс. Гкал

18393,5

18367,0

18308,0

18287,0

18215,0

18211,0

17955,0

%

98,5

100,1

99,7

99,9

99,6

100,0

100,0

Комбинирован-ная выработка

тыс. Гкал

7496,6

7497,0

7512,0

7519,5

7489,4

7519,4

7549,5

%

98,7

100,3

100,2

100,1

99,6

100,4

100,4

Котельные

тыс. Гкал

8594,2

8670,0

8576,0

8537,5

8490,6

8451,6

8165,5

%

97,0

99,9

98,9

99,6

99,5

99,5

96,6

Использование вторичных энергоресурсов

тыс. Гкал

2302,7

2200,0

2220,0

2230,0

2235,0

2240,0

2240,0

%

104,2

100,2

100,9

100,5

100,2

100,2

100,2

Ввод двух газотурбинных установок позволит вывести из эксплуатации 7 котельных установленной тепловой мощностью 133,93 Гкал/час (приложение № 10). Помимо этого планируется ликвидация еще 17 котельных и передача их установленной тепловой мощности (20,64 Гкал/час) на комбинированные источники теплоснабжения ОАО «Волжская ТГК».

В результате этого, доля тепловой энергии, вырабатываемой на котельных, будет снижена относительно 2010 года на 1,3 процента и составит в 2016 году 45,4 процента.

Более широкое распространение комбинированной выработки тепловой энергии будет ограничено следующими факторами:

наличие перекрестного субсидирования при поставках тепловой энергии от тепловых источников ОАО «Волжская ТГК» по городу Саратову (тариф на тепловую энергию при продаже ее с точкой поставки из магистральных тепловых сетей завышен, а тариф на тепловую энергию, реализуемую от котельных, занижен). В результате этого, потребители, подключенные к магистральным тепловым сетям, будут отключаться от централизованной системы теплоснабжения;

относительно высокая плата (сопоставимая со строительством собственного источника теплоснабжения) за технологическое присоединение к существующим тепловым источникам ОАО «Волжская ТГК» (2,77 млн рублей за 1 Гкал/час присоединяемой тепловой мощности по городу Саратову);

несоблюдение режимов теплоснабжения. Основная проблема – переход на пониженный температурный график теплоносителя в начале 90-х годов прошлого века. Вместо расчетной температуры теплоносителя в зимний, холодный период 150С (со срезкой до 130С) фактическая температура сетевой воды не превышает 80-90С. Снижение температуры теплоносителя привело к несанкционированному массовому демонтажу установленных дросселирующих устройств, что стало причиной нарушения гидравлического режима работы сети (в том числе недостаточный перепад давлений, особенно на «концевых» участках теплопроводов);

относительно высокие тарифы на тепловую энергию от существующих источников теплоты, что связано с множеством факторов (моральный и физический износ основного и вспомогательного оборудования, высокие потери в тепловых сетях, низкие технические характеристики оборудования, несоответствие присоединенной тепловой нагрузки установленной мощности источников теплоты и т.д.).

Отпуск тепловой энергии от тепловых электростанций и котельных ОАО «Волжская ТГК» в 2016 году составит 8295,0 тыс. Гкал (снижение относительно 2010 года на 2,3 процента), в том числе от котельных – 970,0 тыс. Гкал (снижение к уровню 2010 года на 0,7 процента) (табл. 4.7).

Таблица 4.7

Прогноз отпуска тепловой энергии от тепловых электростанций и котельных ОАО «Волжская ТГК»

Наименование

Размер-ность

2010

год

2011

(оценка)

год

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

Саратовская ГРЭС

тыс. Гкал

1026,0

1009,0

1010,0

1010,0

1000,0

990,0

980,0

%

99,9

98,2

100,1

100,0

99,0

99,0

99,0

Саратовская ТЭЦ-1

тыс. Гкал

302,2

297,7

295,0

293,0

292,0

291,0

290,0

%

99,5

98,0

99,1

99,3

99,7

99,7

99,7

Саратовская ТЭЦ-2

тыс. Гкал

1528,7

1590,7

1595,0

1590,0

1580,0

1570,0

1560,0

%

94,6

98,4

100,3

99,7

99,4

99,4

99,4

Энгельсская ТЭЦ-3

тыс. Гкал

828,2

840,0

842,0

840,0

835,0

830,0

825,0

%

98,0

99,4

100,2

99,8

99,4

99,4

99,4

Балаковская ТЭЦ-4

тыс. Гкал

1894,5

1840,0

1850,0

1835,0

1830,0

1825,0

1820,0

%

101,5

98,6

100,5

99,2

99,7

99,7

99,7

Саратовская ТЭЦ-5

тыс. Гкал

1917,0

1880,0

1890,0

1880,0

1870,0

1860,0

1850,0

%

100,7

98,7

100,5

99,5

99,5

99,5

99,5

Итого:

тыс. Гкал

7496,6

7457,4

7482,0

7448,0

7407,0

7366,0

7325,0

%

99,1

98,6

100,3

99,5

99,4

99,4

99,4

Котельные

тыс.Гкал

976,3

1033,8

1049,0

1050,0

1010,0

990,0

970,0

%

87,8

92,9

101,5

100,1

96,2

98,0

98,0

Всего:

тыс. Гкал

8472,9

8491,1

8531,0

8498,0

8417,0

8356,0

8295,0

%

97,7

97,9

100,5

99,6

99,0

99,3

99,3

Основными потребителями тепловой энергии в области в 2016 году будут население – 6905 тыс. Гкал или 38,5 процента от общего количества тепла (табл. 4.8) и бюджетные организации – 2245 тыс. Гкал или 12,5 процента от общего количества тепла.

Прогнозируемые потери тепловой энергии в сетях и собственные нужды станций (котельных) в 2016 году будут равны 10,87 процента от общего количества тепла.

Таблица 4.8

Структура отпуска тепловой энергии в 2016 году

Наименование

Размерность

2009

год

2016

год

Прочие потребители

тыс. Гкал

6803,66

6855

Бюджетные организации

тыс. Гкал

2341,1

2245

Население

тыс. Гкал

7019,05

6905

Потери в тепловых сетях и собственные нужды котельных и станций

тыс. Гкал

2229,7

1950

% потерь

12,12

10,86

Всего:

тыс. Гкал

18393,5

17955

% к 2010 году

-

97,6

5. Механизм реализации Программы

5.1. Ресурсное обеспечение Программы

Плановое финансирование на реализацию Программы определено в объеме 40395,8 млн рублей (прогнозно) за счет собственных средств предприятий (табл. 5.1).

5.2. Мониторинг Программы

В целях мониторинга реализации схемы и программы перспективного развития электроэнергетики области министерство промышленности и энергетики области при участии системного оператора (по согласованию):

осуществляет системный анализ происходящих изменений в целях предупреждения негативных тенденций, влияющих на энергетическую безопасность области, своевременной и обоснованной корректировки Программы;

ежегодно подготавливает отчет о ходе реализации Программы;

осуществляет сопровождение Программы и готовит предложения по корректировке схемы и программы развития электроэнергетики на очередной год и плановый период.

Помимо этого, оценка эффективности реализации Программы осуществляется путем ежегодного анализа выполнения целевых показателей и индикаторов (табл. 5.1).

6. Схема развития электроэнергетики

Схема развития электроэнергетики Саратовской области на 2012-2016 годы представлена в приложении № 12.

1

Таблица 5.1

Целевые показатели и индикаторы Программы

Перечень целевых показателей, индикаторов

Фактическое значение
на момент разработки Программы

Изменение значений по годам реализации

Целевое значение
на момент окончания действия Программы

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

Установленная электрическая мощность Саратовской энергосистемы, МВт

6888,0

6732,0

6812,0

6821,0

6830,0

6908,0

6908,0

Прирост трансформаторной мощности, МВА

-

172,7

58,8

30,8

44,3

17,3

323,9

Реконструкция и строительство воздушных
и кабельных линий электропередач, км

-

210,7

848,4

817,3

518,1

473,8

2868,3

Ликвидация «узких» мест Саратовской энергосистемы, шт.

0

2

4

6

3

4

19

Потери электрической энергии в сетях, в % к величине полезного отпуска из сети по региону

21,47

21,20

21,00

19,50

19,14

18,76

18,76

Доля производства тепловой энергии при помощи комбинированных источников, в % от общей величины производства тепловой энергии
по региону

40,8

41,0

41,1

41,1

41,3

42,0

42,0

Количество котельных, планируемых
к ликвидации в связи с передачей тепловых нагрузок на комбинированные источники, шт.

-

7

17

-

-

-

24

Объем переводимой на комбинированные источники тепловой нагрузки от планируемых к ликвидации котельных, Гкал/час

-

70,23

16,84

-

-

-

87,07

Снижение доли производства тепловой энергии на котельных, в % от общей величины производства тепловой энергии по региону

47,2

46,8

46,7

46,6

46,4

45,5

45,5

Потери тепловой энергии в сетях и собственные нужды, в % от величины производства тепловой энергии по региону

12,12

11,90

11,70

11,40

11,10

10,86

10,86

Прогноз необходимых капитальных вложений, млн рублей

-

9729,1

10760,8

7727,4

6144,5

6034,0

40395,8

Приложение № 1

Выработка и полезный отпуск электрической энергии от электростанций в 2005-2010 годах

Наименование

Размерность

2005

год

2006

год

2007

год

2008

год

2009

год

2010

год

Балаковская АЭС

выработка

млн кВт/час

28765,00

30412,20

29963,25

31373,52

31299,01

31715,80

%

98,4

105,7

98,5

104,7

99,8

101,3

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

27457,90

29051,86

28601,70

29962,69

29907,51

30355,40

%

98,4

105,8

98,5

104,8

99,8

101,5

Саратовская ГЭС

выработка

млн кВт/час

5942,30

5468,05

6226,00

5743,85

5813,74

5210,45

%

95,4

92,0

113,9

92,3

101,2

89,6

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

5809,06

5337,45

6083,13

5607,89

5683,38

5094,72

%

95,5

91,9

114,0

92,2

101,3

89,6

ОАО «Волжская ТГК»

выработка

млн кВт/час

5447,89

5294,54

5163,10

5488,17

4867,35

4862,20

%

99,1

97,2

97,5

106,3

88,7

99,9

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

4795,43

4569,96

4491,90

4802,56

4213,87

4201,91

%

99,5

95,3

98,3

106,9

87,7

99,7

Саратовская ГРЭС

выработка

млн кВт/час

238,44

241,58

235,72

225,38

239,53

242,63

%

108,6

101,3

97,6

95,6

106,3

101,3

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

195,55

195,08

192,57

183,90

197,52

201,07

%

109,5

99,8

98,7

95,5

107,4

101,8

Саратовская ТЭЦ-1

выработка

млн кВт/час

56,97

51,90

51,10

45,38

46,92

44,47

%

104,4

91,1

98,5

88,8

103,4

94,8

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

40,53

34,40

35,00

28,79

30,38

27,63

%

105,7

84,9

101,7

82,3

105,5

90,9

Саратовская ТЭЦ-2

выработка

млн кВт/час

936,29

833,83

856,03

876,77

824,37

795,89

%

102,7

89,1

102,7

102,4

94,0

96,5

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

808,98

679,92

720,21

738,72

689,15

661,05

%

103,7

84,0

105,9

102,6

93,3

95,9

Энгельсская ТЭЦ-3

выработка

млн кВт/час

477,58

601,77

568,30

623,62

577,22

628,08

%

82,0

126,0

94,4

109,7

92,6

108,8

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

401,31

500,10

473,23

530,01

488,94

535,99

%

81,6

124,6

94,6

112,0

92,3

109,6

Балаковская ТЭЦ-4

выработка

млн кВт/час

1651,78

1529,21

1470,32

1619,57

1372,56

1367,49

%

101,5

92,6

96,1

110,2

84,7

99,6

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

1463,83

1337,93

1286,25

1429,16

1193,74

1191,37

%

102,1

91,4

96,1

111,1

83,5

99,8

Саратовская ТЭЦ-5

выработка

млн кВт/час

2086,82

2036,25

1981,63

2097,45

1806,75

1783,63

%

99,2

97,6

97,3

105,8

86,1

98,7

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

1885,24

1822,53

1784,64

1891,98

1614,14

1584,80

%

99,5

96,7

97,9

106,0

85,3

98,2

ООО «Балаковские минеральные удобрения»

выработка

млн кВт/час

0,00

186,46

188,64

148,51

193,31

206,85

%

-

-

101,2

78,7

130,2

107,0

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

0,00

186,46

188,64

148,51

193,31

206,85

%

-

-

101,2

78,7

130,2

107,0

Всего:

выработка

млн кВт/час

40155,19

41361,25

41540,99

42754,05

42173,41

41995,30

%

98,0

103,0

100,4

102,9

98,6

99,6

полезный отпуск в сеть

млн кВт/час

38062,39

39145,73

39365,37

40521,65

39998,07

39858,88

%

98,1

102,8

100,6

102,9

98,7

99,7

Приложение № 2

Потребление электрической энергии крупными потребителями (более 100 млн кВт/час в год)

Отрасль

Наименование предприятия

Размерность

2006

год

2007

год

2008

год

2009

год

2010

год

Трубопроводный транспорт

ООО «Газпром трансгаз Саратов»
(ОАО «Газпром»)

млн кВт/час

1089,23

1028,46

866,05

491,73

512,38

%

104,3

94,4

84,2

56,8

104,2

Трубопроводный транспорт

Саратовское районное нефтепроводное управление
ОАО «Приволжскнефтепровод»
(ОАО «Транснефть»)

млн кВт/час

300,50

285,84

266,50

261,66

254,54

%

114,5

95,1

93,2

98,2

97,3

Железнодорожный транспорт

Приволжская железная дорога
(ОАО «Российские железные дороги»)

млн кВт/час

446,00

513,00

618,30

613,30

623,54

%

108,3

115,0

120,5

99,2

101,7

Железнодорожный транспорт

Юго-Восточная железная дорога
(ОАО «Российские железные дороги»)

млн кВт/час

261,87

263,15

250,60

200,30

219,60

%

104,9

100,5

95,2

79,9

109,6

Производство продукции строительной индустрии

ОАО «Вольскцемент»

млн кВт/час

293,36

227,74

189,55

152,95

141,02

%

139,4

77,6

83,2

80,7

92,2

Нефтегазодобывающая отрасль

ОАО «Саратовнефтегаз»
(ОАО НК «РуссНефть»)

млн кВт/час

150,92

148,13

162,62

138,32

139,85

%

107,5

98,1

109,8

85,1

101,1

Нефтеперерабатывающая отрасль

ОАО «Саратовский нефтеперера-батывающий завод» (ОАО «ТНК-ВР»)

млн кВт/час

233,33

243,49

246,64

221,55

231,30

%

104,8

104,4

101,3

89,8

104,4

Нефтехимическая отрасль

ООО «Саратоворгсинтез»
(ООО «ЛУКойл»)

млн кВт/час

273,70

260,12

181,18

127,24

132,41

%

97,0

95,0

69,7

70,2

104,1

Производство минеральных удобрений

ООО «Балаковские минеральные удобрения» (ЗАО «ФосАгро АГ»)

млн кВт/час

186,00

334,98

332,30

385,10

402,81

%

104,9

180,1

99,2

115,9

104,6

Производство резинотехнических изделий

ОАО «Балаковорезинотехника»

млн кВт/час

175,85

174,31

151,73

88,88

95,59

%

94,6

99,1

87,0

58,6

107,5

Производство продукции строительной индустрии

ОАО «Саратовстройстекло»

млн кВт/час

116,35

105,81

83,58

95,13

93,12

%

94,3

90,9

79,0

113,8

97,9

Машиностроение

ОАО «Саратовский подшипниковый завод» (ОАО «ЕПК»)

млн кВт/час

100,71

94,04

85,82

51,80

56,05

%

89,4

93,4

91,3

60,4

108,2

Жилищно-коммунальный комплекс

ФГУ «Управление Саратовмеливодхоз»

млн кВт/час

140,60

162,90

176,50

167,10

164,09

%

131,9

115,9

108,3

94,7

98,2

Жилищно-коммунальный комплекс

МУПП «Саратовводоканал»

млн кВт/час

247,60

240,87

235,98

212,80

206,84

%

99,0

97,3

98,0

90,2

97,2

Итого по потребителям:

млн кВт/час

4016,01

4082,85

3847,34

3207,86

3273,14

%

106,2

101,7

94,2

83,4

102,0

1

Приложение № 3

Возрастная структура оборудования электростанций по состоянию на 1 января 2011 года

Станционный номер

Наименование

Всего

до 1960 года

1961-1970 годы

1971-1980

годы

1981-1990

годы

1991-2000

годы

2001-2010

годы

Балаковская АЭС:

4000

0

0

0

3000

1000

0

доля, %

0

0

0

75

25

0

1

Энергоблок № 1 ВВЭР-1000

1000

1000

2

Энергоблок № 2 ВВЭР-1000

1000

1000

3

Энергоблок № 3 ВВЭР-1000

1000

1000

4

Энергоблок № 4 ВВЭР-1000

1000

1000

Саратовская ГЭС:

1360

0

1360

0

0

0

0

доля, %

0

100,0

0

0

0

0

1

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

2

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

3

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

4

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

5

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

6

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

7

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

8

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

9

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

10

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

11

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

12

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

13

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

14

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

15

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

16

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

17

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

18

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

19

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

20

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

21

ПЛ-20/661-ВБ-1030

60

22

ПЛ-20/548-ГК-750

45

23

ПЛ-20/548-ГК-751

45

24

ПЛ-661-ВБ-500

10

Тепловые электрические станции, в том числе:

1479

137

578

311

391

50

12

доля,

9,3

39,1

21,0

26,4

3,4

0,8

Саратовская ГРЭС ОАО «Волжская ТГК»

54

15

5

11

11

0

12

доля, %

27,8

9,3

20,4

20,4

0

22,2

1

ПР-5-30/10/1,2

5

2

ПТ-11-30/10

11

3

Р-12-3,4/0,1

12

4

Р-15-30/1,2

15

5

Р-11-30/1,2

11

ООО «Саратовская ТЭЦ-1»

22

0

22

0

0

0

0

доля, %

0

100,0

0

0

0

0

1

ПР-9-32/10/1,2

9

2

ПР-9-32/10/1,2

9

3

Р-4-32/10

4

Саратовская ТЭЦ-2 ОАО «Волжская ТГК»

296

100

146

0

0

50

0

доля, %

33,8

49,3

0

0

16,9

0

1

ПТ-30-90/10

30

2

Р-20-90/10

20

3

ПР-25-90/10/1,2

25

4

ПТ-25-90/10

25

5

ПТ-44/53(50/60)-120/13

44

6

Р-50-130/13-1-пр1

50

7

ПТ-53/62(60/70)-120/13

53

8

Т-49 (55)-120

49

Энгельсская ТЭЦ-3 ОАО «Волжская ТГК»

202

22

100

80

0

0

0

доля, %

10,9

49,5

39,6

0

0

0

1

ПР-11-35/10/1.2

11

2

ПР-11-35/10/1.2

11

3

ПТ-50/60-130/7

50

4

Р-50-130/13

50

5

ПТ-80/100-130/13

80

Балаковская ТЭЦ-4 ОАО «Волжская ТГК»

465

0

305

0

160

0

0

доля, %

0

65,6

0

34,4

0

0

1

ПТ-50/60-130/7

50

2

ПТ-50/60-130/7

50

3

Р-50-130/7

50

4

Т-50-130-1

50

5

Т-55-130

55

6

ПТ-50/60-130/7

50

7

Т-110/120-130-4

110

8

Р-50-130/13

50

Саратовская ТЭЦ-5 ОАО «Волжская ТГК»

440

0

0

220

220

0

0

доля, %

0

0

50,0

50,0

0

0

1

Т-110/120-130-3

110

2

Т-110/120-130-4

110

3

Т-110/120-130-4

110

4

Т-110/120-130-5

110

ООО «Балаковские минеральные удобрения»

24

0

0

0

0

0

49

доля, %

0

0

0

0

0

100,0

1

Р-12-3,4/0,1

12

2

ПТ-12-3,4/0,6

12

3

П-25-3,4/0,6

25

Всего:

6888

137

1938

311

3391

1050

61

доля, %

2,0

28,1

4,5

49,2

15,2

0,9

Приложение № 4

Состав

основного котлооборудования тепловых станций Саратовской области

№

п/п

Наименование

Параметры теплоносителя

Производи-тельность, т/час, Гкал/час

Год

ввода

Основное топливо (проектное)

Резервное

топливо

давление, кгс/см2

темпера-тура, С

Саратовская ГРЭС ОАО «Во ТГК»

природный газ

топочный мазут

паровые котлоагрегаты

1.

Е-50-3,9-440ГМ-2

39

440

50

2001

природный газ

топочный мазут

2.

Стерлинг

33

410

55

1930

природный газ

топочный мазут

3.

Е-75-3,9-440ГМ

39

440

75

2008

природный газ

топочный мазут

4.

Стерлинг

33

400

50

1932

природный газ

топочный мазут

5.

Стерлинг

33

400

50

1932

природный газ

топочный мазут

6.

ФТ-40-34

35

420

75

1941

природный газ

топочный мазут

7.

ФТ-40-34

35

420

75

1942

природный газ

топочный мазут

8.

Ф-5-75-34

35

425

95

1950

природный газ

топочный мазут

9.

Ф-5-75-34

35

425

95

1951

природный газ

топочный мазут

водогрейные котлоагрегаты

1.

ПТВМ-100

25

150

100

1971

природный газ

природный газ

2.

ПТВМ-100

25

150

100

1975

природный газ

природный газ

ООО «Саратовская ТЭЦ-1»

природный газ

топочный мазут

паровые котлоагрегаты

1.

Стерлинг

36

440

90

1934

природный газ

топочный мазут

2.

Стерлинг

36

440

90

1934

природный газ

топочный мазут

3.

Стерлинг

36

440

90

1933

природный газ

топочный мазут

4.

БКЗ-75-39ГМ

39

440

75

1966

природный газ

топочный мазут

5.

БКЗ-75-39ГМ

39

440

75

1967

природный газ

топочный мазут

водогрейные котлоагрегаты

1.

ПТВМ-100

25

150

100

1965

природный газ

природный газ

Саратовская ТЭЦ-2 ОАО «Во ТГК»

природный газ

топочный мазут

паровые котлоагрегаты

1.

ТП-170

100

510

170

1955

природный газ

топочный мазут

2.

ТП-170

100

510

170

1956

природный газ

топочный мазут

3.

ТП-170

100

510

170

1957

природный газ

топочный мазут

4.

ТП-170

100

510

170

1957

природный газ

топочный мазут

5.

ТП-170

100

510

170

1958

природный газ

топочный мазут

6.

БКЗ-210-140Ф

140

560

210

1961

природный газ

топочный мазут

7.

БКЗ-210-140Ф

140

560

210

1962

природный газ

топочный мазут

8.

БКЗ-210-140Ф

140

560

210

1963

природный газ

топочный мазут

9.

ТП-86

140

560

420

1965

природный газ

топочный мазут

10.

ТГМ-84А

140

560

420

1969

природный газ

топочный мазут

11.

ТГМ-84Б

140

560

420

1970

природный газ

топочный мазут

водогрейные котлоагрегаты

1.

ПТВМ-100

25

150

100

1978

природный газ

природный газ

2.

ПТВМ-100

25

150

100

1979

природный газ

природный газ

Энгельсская ТЭЦ-3 ОАО «Во ТГК»

природный газ

топочный мазут

паровые котлоагрегаты

1.

ЦКТИ-100-39Ф

39

450

100

1958

природный газ

топочный мазут

2.

ЦКТИ-100-39Ф

39

450

100

1958

природный газ

топочный мазут

3.

БКЗ-75-39ГМ

39

450

75

1960

природный газ

топочный мазут

4.

БКЗ-75-39ГМ

39

450

75

1962

природный газ

топочный мазут

5.

БКЗ-320-140ГМ

140

560

320

1966

природный газ

топочный мазут

6.

БКЗ-320-140ГМ

140

560

320

1967

природный газ

топочный мазут

7.

БКЗ-420-140НГМ

140

560

420

1975

природный газ

топочный мазут

8.

БКЗ-420-140НГМ

140

560

420

1980

природный газ

топочный мазут

водогрейные котлоагрегаты

1.

ПТВМ-100

25

150

100

1965

природный газ

топочный мазут

2.

ПТВМ-100

25

150

100

1968

природный газ

топочный мазут

3.

ПТВМ-100

25

150

100

1978

природный газ

топочный мазут

Балаковская ТЭЦ-4 ОАО «Во ТГК»

природный газ

топочный мазут

паровые котлоагрегаты

1.

ТГМ-84

140

560

420

1962

природный газ

топочный мазут

2.

ТГМ-84

140

560

420

1962

природный газ

топочный мазут

3.

ТГМ-84

140

560

420

1964

природный газ

топочный мазут

4.

ТГМ-84А

140

560

420

1966

природный газ

топочный мазут

5.

ТГМ-84А

140

560

420

1970

природный газ

топочный мазут

6.

ТГМ-84Б

140

560

420

1970

природный газ

топочный мазут

7.

ТГМ-84Б

140

560

420

1981

природный газ

топочный мазут

водогрейные котлоагрегаты

природный газ

топочный мазут

1.

ПТВМ-180

25

150

180

1976

природный газ

топочный мазут

2.

ПТВМ-180

25

150

180

1980

природный газ

топочный мазут

3.

ПТВМ-180

25

150

180

1988

природный газ

топочный мазут

Саратовская ТЭЦ-5 ОАО «Во ТГК»

природный газ

топочный мазут

паровые котлоагрегаты

1.

ТГМ-96Б

140

560

480

1978

топочный мазут

природный газ

2.

ТГМЕ-464

140

560

500

1979

топочный мазут

природный газ

3.

ТГМЕ-464

140

560

500

1982

топочный мазут

природный газ

4.

ТГМЕ-464

140

560

500

1988

топочный мазут

природный газ

водогрейные котлоагрегаты

1.

ПТВМ-180

25

150

180

1976

природный газ

природный газ

2.

ПТВМ-180

25

150

180

1981

природный газ

природный газ

3.

ПТВМ-180

25

150

180

1986

природный газ

природный газ

1

Приложение № 5

Перечень мероприятий,

направленных на устранение «узких» мест Саратовской энергосистемы,

оказывающих влияние на системную надежность

№ п/п

«Узкое» место, связанное с вероятностью нарушения режима работы энергосистемы

Вероятные последствия существования «узкого» места

Предполагаемые организационные и технические мероприятия по устранению «узкого» места

Подстанция ПС 500 кВ «Курдюм»

перегруз АТ-1 ПС «Курдюм» при ремонте АТ-2 и аварийном отключении АТ-1 ПС-220 кВ «Саратовская», для ликвидации которого требуется отключение потребителей до 250 МВт

установка второго АТ-220/110 кВ
на ПС 500 кВ «Курдюм» и внедрение противоаварийной автоматики АРТ на деление сети

Воздушная линия ВЛ-220 кВ «Саратовская-1 и 2 ц»

аварийное отключение ВЛ-500 кВ «Саратовская ГЭС-Курдюм» при ремонте ВЛ-220 кВ «Саратовская 1 (2) ц» приводит
к перегрузу ВЛ-220 кВ «Саратовская 2 (1) ц», снижению напряжения в городе Саратове, для ликвидации которого требуется отключение потребителей

строительство воздушной линии ВЛ-500 кВ «Балаковская АЭС-Курдюм»
с расширением ОРУ-500 кВ ПС 500 кВ «Курдюм» и ОРУ-500 кВ
на Балаковской АЭС

Воздушная линия ВЛ-220 кВ «Саратовская-Курдюм»

аварийное отключение ВЛ-500 кВ «Саратовская ГЭС-Курдюм» приводит к перегрузу ВЛ-220 кВ «Саратовская-Курдюм», для ликвидации которого требуется отключение потребителей, если по режимным условиям размыкание транзита 220 кВ «Аткарск-Ртищево» не допускается

строительство воздушной линии ВЛ-220 кВ «Саратовская-Курдюм 2 ц», создание противоаварийной автоматики

Подстанция ПС 110 кВ «Западная»

аварийное отключение воздушной линии ВЛ-110 кВ «Саратовская ТЭЦ-2-Западная» при ремонте ВЛ-110 кВ «Саратовская-Западная» приводит к погашению центральной части города Саратова объемом до 90 МВт

реконструкция ВЛ-110 кВ «Саратовская-Саратовская ТЭЦ-2»
и реконструкция ПС 110 кВ «Западная» с организацией транзита «Саратовская-Саратовская ТЭЦ-2» через шины подстанции

В-110 кВ ПС 220 кВ «Саратовская»

вынужденная схема ПС 220 кВ «Саратовская» с нормально отключенным ШСВ-110 кВ из-за несоответствия отключающей способности В-110 кВ уровням тока короткого замыкания, вследствие чего раздельная работа шин 110 кВ. При аварийном отключении автотрансформатора АТ-2 возможен перегруз ВЛ-110 кВ «Саратовская -ТЭЦ-5 2ц» в послеаварийных режимах, для ликвидации которого требуется отключение потребителей на величину 30 МВт

реконструкция ПС 220 кВ «Саратовская» с заменой В-110 кВ

Автотрансформатор АТ-2 подстанции ПС 220 кВ «Саратовская»

перегруз автотрансформатора АТ-2 при аварийном отключении АТ-1 подстанции ПС 220 кВ «Саратовская» или АТ-1 ПС 500 кВ «Курдюм», для ликвидации которого требуется отключение потребителей на величину до 25 МВт

реконструкция подстанции ПС 220 кВ «Саратовская» с заменой АТ-2 и АТ-3 на новый мощностью 250 МВА

Воздушная линия ВЛ-110 кВ Центр 1,3 (летний режим)

при ремонте воздушной линии ВЛ-110 кВ Центр 2 и аварийном отключении ВЛ-220 кВ «Центральная-Подлесное» возможен перегруз ВЛ-110 кВ Центр 1,3, для ликвидации которого требуется отключение потребителей до 160 МВт. Существует зависимость объема технологического присоединения новых потребителей к ПС «Центральная» от величины генерации Балаковской ТЭЦ-4

установка АТ на ПС «Центральная»;

реконструкция ПА Балаковского узла

Автотрансформатор АТ-1,2 ПС 220 кВ «Балаковская» (летний режим)

отключение ВЛ-220 кВ «Центральная-Подлесное» при отключении АТ-2(1) ведет к перегрузу автотрансформатора АТ-1(2), для ликвидации которого требуется отключение потребителей до 60 МВт. Существует зависимость объема технологического присоединения новых потребителей к ПС «Центральная» от величины генерации Балаковской ТЭЦ-4

замена существующих АТ на более мощные на ПС «Балаковская»;

установка АТ на ПС «Центральная»

Кабельная линия КЛ-35 кВ «Саратовская ТЭЦ-1-Саратовская ГРЭС 1 и 2ц» (летний режим)

перегрузка кабельной линии КЛ-35 кВ «Саратовская ТЭЦ-1-Саратовская ГРЭС 1 и 2ц» при аварийных отключениях
в прилегающей к тепловым электрическим станциям сети, для ликвидации которой требуется отключение потребителей
до 30 МВт

реконструкция противоаварийной автоматики сети 35 кВ

Воздушная линия ВЛ-220 кВ «Балаковская АЭС-Центральная 1 и 2 ц»

при отключении автотрансформатора АТ 500/220 Балаковской АЭС происходит перегруз ВЛ-220 кВ «Балаковская АЭС-Центральная 1 и 2 ц», для ликвидации которого необходимо снижение мощности генерации энергоблока № 1 Балаковской АЭС на 300 МВт (или отключение энергоблока № 1)

строительство воздушной линии ВЛ-220 кВ «Балаковская АЭС-Центральная 3 ц»;

расширение ОРУ-220 кВ Балаковской АЭС

Воздушная линия ВЛ-110 кВ «Саратовская- Саратовская ТЭЦ-2» (летний режим)

перегруз воздушной линии ВЛ-110 кВ «Саратовская-Саратовская ТЭЦ-2» при наложении ремонтов и аварийных отключений ВЛ-220 кВ «Центральная-Подлесное» и в сети 110 кВ города Саратова, для ликвидации которого требуется отключение потребителей до 65 МВт

реконструкция противоаварийной автоматики сети 110 кВ;

снижение ограничения установленной мощности на Саратовской ТЭЦ-2
и Энгельсской ТЭЦ-3 на 30 МВт (или строительство новой генерации
на станции);

реконструкция ПС 110 кВ Западная
с прилегающей сетью 110 кВ (увеличение пропускной способности связи Саратовская-ТЭЦ-2 в летний период на 50 МВт)

Саратовская ТЭЦ-1, трансформатор Т-2, отсутствие РПН

перегрузка кабельной линии КЛ-35 кВ «Саратовская ТЭЦ-1-Саратовская ГРЭС 1 и 2 ц» реактивной мощностью, невозможность параллельной работы Т-1 и Т-2 Саратовской ТЭЦ-1 и регулирования напряжения

реконструкция РПН Т-2 на Саратовской ТЭЦ-1

ВЛ-110 кВ Саратовская-Гремячка-Петровск

снижение пропускной способности ВЛ из-за ТТ (300/5)
на ПС 110 кВ Гремячка

замена ТТ на 600/5 СВ-110 на ПС 110 кВ Гремячка

Подстанции напряжением 110-35 кВ, техническая возможность по присоединению дополнительной мощности к которым отсутствует ввиду исчерпания резерва трансформаторной мощности и пропускной способности питающих их линий

невозможность подключения новых потребителей

реконструкция подстанции ПС 110 кВ «Кировская» с заменой силового трансформатора Т-2 на более мощный;

реконструкция ПС 35 кВ «Док»
с заменой трансформаторов
на более мощные;

реконструкция ПС 110 кВ «Северо-Восточная»

Саратовская ГРЭС, трансформатор Т-1 мощность 16 МВА (летний режим)

невозможность вывода в ремонт трансформатора Т-2 (мощностью 32 МВА) на Саратовской ГРЭС в летний период (ограничение по исчерпанию резерва Т-1 Саратовской ГРЭС). В случае отключения Т-2 происходит перегруз Т-1
на 27 процентов, для снятия которого необходимо отключение потребителей до 5 МВт. Невозможность осуществления мероприятий по технологическому присоединению дополнительных нагрузок к РУ-6 кВ Саратовской ГРЭС.
В 2010 году Саратовским РДУ отказано в технологическом присоединении потребителей с общей мощностью 0,8 МВт

реконструкция Т-1 на Саратовской ГРЭС на трансформатор большей мощности

Основная и резервная защита ВЛ-220 кВ Аткарск-Екатериновка тяговая на ПС 220 Екатериновка тяговая

существующие устройства релейной защиты морально устарели, физически изношены, отсутствуют запчасти, возможен выход данных устройств из работы на длительный срок и, как следствие, потеря электроснабжения ПС 220 кВ Екатериновка-Тяговая

замена основной и резервной защиты ВЛ-220 кВ
Аткарск-Екатериновка-Тяговая на ПС 220 кВ Екатериновка-Тяговая на микропроцессорные. Исполнитель: Приволжская железная дорога – филиал ОАО «РЖД» (по согласованию)

ПС Балаковская: отсутст­вует возможность перевода основных защит ВЛ-110 кВ ТЭЦ-4-Балаковская-2 цепь на ОВ-110 кВ

повреждения отключаются действием резервных защит
с временем, превышающим предельно допустимое по условию обеспечения остаточного уровня напряжения на собственных нуждах Балаковской ТЭЦ-4

замена ТТ ОВ-110 кВ с достаточным количеством кернов

Физическое старение основ­ных быстродействующих защит: КЛ-35 кВ ГРЭС-Кировская-1,2 ц., КЛ-35 кВ ГРЭС-ТЭЦ-1-1,2 ц

частый вывод вследствие неудовлетворительного состояния КЛС защит. Посадка напряжения на СН ГРЭС и ТЭЦ-1
на время, превышающее допустимое. Неселективность резервных защит

замена существующих основных защит на современные микро-процессорные

Физическое старение основ­ных быстродействующих защит ВЛ-110 кВ ТЭЦ-2-ТЭЦ-1-1,2 ц. Защиты имеют «мертвую зону»

необходимость проведения переключений в первичной сети при выводе основных защит, что приводит к снижению надежности электроснабжения потребителей

замена существующих основных защит на ВЛ-110 кВ ТЭЦ-2-ТЭЦ-1-1,2 ц на современные микро-процессорные

Приложение № 6

Прогноз выработки и полезного отпуска в сеть электрической энергии от электростанций1

(прогноз Программы)

Наименование

Размерность

2010 год

2011 год

(оценка)

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

Балаковская АЭС

выработка

млн кВт-час

31715,80

31779,2

31811,0

31842,8

31874,7

31906,5

31938,4

%

101,3

100,2

100,1

100,1

100,1

100,1

100,1

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

30355,40

30416,1

30446,5

30477,0

30507,5

30538,0

30568,5

%

101,5

100,2

100,1

100,1

100,1

100,1%

100,1

Саратовская ГЭС2

выработка

млн кВт-час

5210,45

5300,0

5350,0

5450,0

5550,0

5650,0

5690,0

%

89,6

101,7

100,9

101,9

101,8

101,8

100,7

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

5094,72

5182,3

5231,2

5328,9

5426,7

5524,5

5563,6

%

89,6

101,7

100,9

101,9

101,8

101,8

100,7

Тепловые электрические станции

выработка

млн кВт-час

4862,00

4571,0

4993,0

4993,0

4993,0

4993,0

4993,0

%

99,9

94,0

109,2

100,0

100,3

100,4

100,4

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

4202,00

4367,3

4442,4

4507,3

4529,8

4552,5

4552,5

%

99,7

103,9

101,7

101,5

100,5

100,5

100,0

ООО «Балаковские минеральные удобрения»

выработка

млн кВт-час

206,85

230,0

250,0

260,0

280,0

305,1

327,0

%

107,0

111,2

108,7

104,0

107,7

109,0

107,

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

206,85

230,0

250,0

260,0

280,0

305,1

327,0

%

107,0

111,2

108,7

104,0

107,7

109,0

107,2

ООО «ГТ ТЭЦ Энерго»

выработка

млн кВт-час

0,00

9,0

27,0

36,0

45,0

54,0

58,0

%

300,0

133,3

125,0

120,0

107,4

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

0,00

8,8

26,5

35,3

44,1

52,9

56,8

%

300,0

133,3

125,0

120,0

107,4

Всего:

выработка

млн кВт-час

41995,10

41889,2

42431,0

42581,8

42742,7

42908,6

43006,5

%

99,6

99,7

101,3

100,4

100,4

100,4

100,2

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

39858,97

40204,5

40396,5

40608,5

40788,1

4973,0

41068,5

%

99,7

100,9

100,5

100,5

100,4

100,5

100,2

Прогноз выработки и полезного отпуска в сеть электрической энергии от электростанций1
(базовый прогноз)

Наименование

Размерность

2010 год

2011 год

(оценка)

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

Балаковская АЭС

выработка

млн кВт-час

31715,80

30484,0

30191,0

31655,0

31156,0

31101,0

32165,0

%

101,3

96,1

99,0

104,8

98,4

99,8

103,4

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

30355,40

28960,0

28681,0

30072,0

29598,0

29546,0

30557,0

%

101,5

95,4

99,0

104,8

98,4

99,8

103,4

Саратовская ГЭС2

выработка

млн кВт-час

5210,45

5375,7

5400,0

5400,0

5400,0

5400,0

5400,0

%

89,6

103,2

100,5

100,0

100,0

100,0

100,0

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

5094,72

5269,0

5269,0

5269,0

5269,0

5269,0

5269,0

%

89,6

103,4

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Тепловые электрические станции

выработка

млн кВт-час

4862,00

4571,00

4993,00

4993,00

4993,00

4993,00

4993,00

%

99,9

94,0

109,2

100,0

100,0

100,0

100,3

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

4202,00

4265,99

4369,68

4435,95

4502,21

4573,60

4587,32

%

99,7

101,5

102,4

101,5

101,5

101,6

100,3

ООО «Балаковские минеральные удобрения»

выработка

млн кВт-час

206,85

230,00

250,00

260,00

280,00

305,07

326,73

%

107,0

111,2

108,7

104,0

107,7

109,0

107,1

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

206,85

230,00

250,00

260,00

280,00

305,07

326,73

%

107,0

111,2

108,7

104,0

107,7

109,0

107,1

ООО «ГТ ТЭЦ Энерго»

выработка

млн кВт-час

0,0

9,0

27,00

36,00

45,00

54,00

54,38

%

0,0

300,0

133,3

125,0

120,0

100,7

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

0,0

8,82

26,46

35,28

44,10

52,92

53,29

%

300,0

133,3

125,0

120,0

100,7

Всего:

выработка

млн кВт-час

41995,10

40669,7

40861,0

42344,0

41874,0

41853,1

42939,1

%

99,6

96,8

100,5

103,6

98,9

100,0

102,6

полезный отпуск в сеть

млн кВт-час

39858,97

38733,8

38596,1

40072,2

39693,3

39746,6

40793,4

%

99,7

97,2

99,6

103,8

99,1

100,1

102,6

1Прогнозируемый объем выработки электроэнергии в 2011-2016 годах корректируется ежегодно с учетом нахождения энергоблоков в плановом ремонте и проведением комплекса работ по модернизации и продлению срока эксплуатации.

2Прогнозируемый объем выработки электроэнергии на Саратовской ГЭС определяется гидрологическими условиями.

1

Приложение № 7

Перечень

планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях области

Наименование

Вид топлива

По состоянию
на 1 января 2011 года

2011-2016 годы

количест-во турбо-агрегатов, шт.

установлен-ная мощность, МВт

количес-во турбо-агрегатов, шт.

установлен-ная мощность, МВт

Тепловые электрические станции

природный газ

33

1479

26

1285

Саратовская ГРЭС
ОАО «Волжская ТГК»

природный газ

5

54

5

54

ООО «Саратовская ТЭЦ-1»

природный газ

3

22

2

18

Саратовская ТЭЦ-2

ОАО «Волжская ТГК»

природный газ

8

296

6

226

Энгельсская ТЭЦ-3

ОАО «Волжская ТГК»

природный газ

5

202

3

182

Балаковская ТЭЦ-4

ОАО «Волжская ТГК»

природный газ

8

465

6

365

Саратовская ТЭЦ-5

ОАО «Волжская ТГК»

природный газ

4

440

4

440

Балаковская АЭС, всего, в том числе:

ядерное

4

4000

4

41601

Энергоблок № 1

ядерное

1

1000

1

1040

Энергоблок № 2

ядерное

1

1000

1

1040

Энергоблок № 3

ядерное

1

1000

1

1040

Энергоблок № 4

ядерное

1

1000

1

1040

Саратовская ГЭС, всего, в том числе:

-

24

1360

24

13781

Гидротурбина ст.№ 22

-

1

45

1

54

Гидротурбина ст.№ 23

-

1

45

1

54

ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго», всего, в том числе:

природный газ

0

0

4

36

ГТ ТЭЦ «Контакт»

природный газ

0

0

2

18

ГТ ТЭЦ «Проммаш»

природный газ

0

0

2

18

ООО «Балаковские минеральные удобрения», всего,
в том числе:

ВЭР

3

49

3

49

Р-12-3,4/0,5-1

ВЭР

1

12

1

12

ПТ-12-3,4/0,6

ВЭР

1

12

1

12

П-25-3,4/0,6

ВЭР

1

25

1

25

Итого:

-

64

6888

61

6908

1 При выполнении перемаркировке после проведения комплекса работ по модернизации генерирующего оборудования.

1

Приложение № 8

Прогноз потребления электрической энергии крупными потребителями (более 100 млн кВт/час в год)

Отрасль

Наименование предприятия

Размерность

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

Производство продукции черной металлургии

ЗАО «Северсталь-сортовой завод Балаково» (ОАО «Северсталь»)

млн кВт/час

15,00

50,00

200,00

250,00

250,00

%

333,3

400,0

125,0

100,0

Трубопроводный транспорт

ООО «Газпром трансгаз Саратов»
(ОАО «Газпром»)

млн кВт/час

800,00

820,00

810,00

805,00

800,00

%

102,5

98,8

99,4

99,4

Трубопроводный транспорт

Саратовское районное нефтепроводное управление ОАО «Приволжскнефтепровод»

млн кВт/час

215,15

210,00

205,00

200,00

195,00

%

97,6

97,6

97,6

97,5

Трубопроводный транспорт

ОАО «Транснефтепродукт»

млн кВт/час

0,00

0,00

0,00

50,00

100,00

%

200,0

Железнодорожный транспорт

Приволжская железная дорога
(ОАО «Российские железные дороги»)

млн кВт/час

619,40

615,00

610,00

605,00

600,00

%

99,3

99,2

99,2

99,2

Железнодорожный транспорт

Юго-Восточная железная дорога
(ОАО «Российские железные дороги»)

млн кВт/час

199,50

196,00

193,00

191,00

190,00

%

98,2

98,5

99,0

99,5

Производство продукции строительной индустрии

ОАО «Вольскцемент»

млн кВт/час

210,00

205,00

203,00

200,00

195,00

%

97,6

99,0

98,5

97,5

Нефтегазодобывающая отрасль

ОАО «Саратовнефтегаз»
(ОАО НК «РуссНефть»)

млн кВт/час

139,36

138,50

131,00

125,00

120,00

%

99,4

94,6

95,4

96,0

Нефтеперерабатывающая отрасль

ОАО «Саратовский нефтеперерабатывающий завод»

млн кВт/час

228,28

328,93

318,93

337,38

359,88

%

144,1

97,0

105,8

106,7

Нефтехимическая отрасль

ООО «Саратоворгсинтез» (ООО «ЛУКойл»)

млн кВт/час

143,00

142,00

145,00

148,00

151,00

%

99,3

102,1

102,1

102,0

Производство минеральных удобрений

ООО «Балаковские минеральные удобрения» (ЗАО «ФосАгро АГ»)

млн кВт/час

415,00

420,00

435,00

430,00

428,00

%

101,2

103,6

98,9

99,5

Производство резинотехнических изделий

ОАО «Балаковорезинотехника»

млн кВт/час

120,00

120,00

115,00

110,00

110,00

%

100,0

95,8

95,7

100,0

Производство продукции строительной индустрии

ОАО «Саратовстройстекло»

млн кВт/час

85,90

93,00

95,00

96,00

98,00

%

108,3

102,2

101,1

102,1

Машиностроение

ОАО «Саратовский подшипниковый завод» (ОАО «ЕПК»)

млн кВт/час

75,00

80,00

85,00

83,00

81,00

%

106,7

106,3

97,6

97,6

Жилищно-коммунальный комплекс

ФГУ «Управление Саратовмеливодхоз»

млн кВт/час

160,00

158,00

156,00

155,00

155,00

%

98,8

98,7

99,4

100,0

Жилищно-коммунальный комплекс

МУПП «Саратовводоканал»

млн кВт/час

206,00

203,00

201,00

200,00

198,00

%

98,5

99,0

99,5

99,0

Итого по потребителям:

млн кВт/час

3631,59

3779,43

3902,93

3985,38

4030,88

%

104,1

103,3

102,1

101,1

Приложение № 9

Динамика потребления электрической энергии бюджетными организациями, финансируемыми за счет средств областного и местных (прогнозно) бюджетов, тыс. кВт/час

192033

              (прогнозно)

1

Приложение № 10

Перечень

планируемых к ликвидации котельных на период 2012-2016 годов (прогнозно)

№

п/п

Наименование, адрес котельной

Установленное оборудование

Установленная тепловая мощность, Гкал/час

Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/час

Год ликвидации объекта

1.

Саратов, ул.Ст.Разина, 52

«Универсал-5»

0,57

0,40

2013

2.

Саратов, ул.2-ая Садовая, 103

«Универсал-5»

0,80

0,23

2013

3.

Саратов, ул.Московская, 157

«НР-17»

0,80

0,35

2013

4.

Саратов, ул.Б.Горная, 341

«Универсал-5»

0,68

0,66

2013

5.

Саратов, ул.Железнодорожная, 29

«Универсал-5»

1,10

0,86

2013

6.

Саратов, ул.Крымская, 5

«Универсал-5»

1,12

1,24

2013

7.

Саратов, пр.Энтузиастов, 60

«Универсал-5», «Универсал-6»

1,06

2,15

2013

8.

Саратов, пр.Энтузиастов, 62

«Универсал-5»

0,74

0,84

2013

9.

Саратов, ул.Ростовская, 29

«Универсал-5»

0,94

0,42

2013

10.

Саратов, 2-й Детский пр., 29/41

«КВА-2,5»

6,40

4,80

2013

11.

Саратов, ул.Тверская, 40

«НР-18»

2,20

1,48

2013

12.

Саратов, пр.50 лет Октября, 1

«Универсал-6»

0,93

0,46

2013

13.

Саратов, ул.Т.Шевченко, 50

«Универсал-5»

0,36

0,22

2013

14.

Саратов, Мирный пер., 25

«Универсал-5»

0,30

0,16

2013

15.

Саратов, ул.Б.Садовая, 102

«Универсал-5»

0,62

0,35

2013

16.

Саратов, ул.Новоузенская, 141

«Универсал-5»

0,60

0,30

2013

17.

Саратов, ул.Огородная, 171

«Минск»

1,42

1,93

2013

Итого по ОАО «Волжская ТГК»:

-

20,64

16,84

-

1.

Саратов, Московское шоссе, 15

НР-18

5,60

6,61

2012

2.

Саратов, ул.М.Елшанская, 18А

НР-18 КВГМ-2,5

4,45

4,14

2012

3.

Саратов, 3-й Московский пр.

Факел

5,16

3,72

2012

4.

Саратов, 3-й Московский пр.

Тула

1,20

0,74

2012

5.

Саратов, ул.3-я Степная

Факел

6,02

4,54

2012

6.

Саратов, ул.Буровая, 24

КВГ-7,56

19,50

7,48

2012

7.

Саратов, ул.Б.В.Спицина, 1

ДКВР-10/13
ДКВР-10/13
ПТВМ 30 М-4

92,00

43,00

2012

Итого по ОАО «ГТ ТЭЦ Энерго»

-

133,93

70,23

-

Всего:

-

154,57

87,07

-

1

Приложение № 11

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 35 кВ и выше Саратовской энергосистемы

№

п/п

Перечень объектов

Год ввода объекта

Харак-терис-тика объекта

2011 год

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

Основное назначение объекта

ВЛ, км
(в том числе по ОЭС) ПС, МВА (МВАр)

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

Объекты нового строительства

500 кВ

Строительство ВЛ-500 кВ

БАЭС-Курдюм
с расширением ОРУ-500 кВ ПС 500 кВ Курдюм

2011

206,2

206,2

для надежного электроснабжения потребителей правобережной части Саратовской энергосистемы
и г.Саратова

Строительство ВЛ-500 кВ БАЭС-Ключики (вторая ВЛ)

2015

160

160

для исключения перегрузки существующей ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС-Ключики, увеличения пропускной способности межсистемного сечения ОЭС Средней Волги и ОЭС Центра, выдачи мощности Саратовской ГЭС и Балаковской АЭС в ремонтных и аварийных схемах

220 кВ

Строительство ВЛ-220 кВ БАЭС-Центральная 3ц

2013

26

26

приведение схемы выдачи мощности энергоблока № 1
к Нормам технологического проектирования атомных электростанций

Объекты реконструкции

220 кВ

Реконструкция ПС 220 кВ Саратовская

2013

250

250

для надежного электроснабжения потребителей правобережной части Саратовской энергосистемы
и г.Саратова

Реконструкция ПС 220 кВ Балаковская по замене ТТ-110 кВ ОВ-110 кВ

2012

недостаточное количество кернов трансформаторов тока для осуществления перевода основных защит ВЛ-110 кВ ТЭЦ-4-Балаковская-2 цепь на ОВ-110 кВ. Повреждения отключаются действием резервных защит с временем, превышающим предельно допустимое по условию обеспечения остаточного уровня напряжения на собственных нуждах Балаковской ТЭЦ-4

110 кВ

Реконструкция ВЛ-110 кВ Саратовская-ТЭЦ-2

2014

23

23

для надежного электроснабжения потребителей центральной части г.Саратова и увеличения пропускной способности связи ПС Саратовская-ТЭЦ-2

Реконструкция ПС Западная

2011-2013

80

40

40

Замена существующих основных защит на ВЛ-110 кВ ТЭЦ-2-ТЭЦ-1-1,2 ц
на современные микропроцесс-сорные

2015

необходимость проведения переключений
в первичной сети
при выводе основных защит, что приводит
к снижению надежности электроснабжения потребителей, несовершенство алгоритма работы защиты, выраженное
в наличии «мертвой зоны» и ограничений по использованию при отключении одной из параллельных линий

Реконструкция РПН Т-2
на ТЭЦ-1

2011

для повышения надежности электроснабжения потребителей центральной части города Саратова

Реконструкция ПС Кировская, Северо-Восточная
с заменой силовых трансформаторов на более мощные

2011-2013

143

63

40

40

увеличение резерва трансформаторной мощности для подключения новых потребителей

35 кВ

Реконструкция Саратовской ГРЭС с заменой Т1 на трансформатор большей мощности

2015

увеличение резерва трансформаторной мощности для подключения новых потребителей

Реконструкция ПА сети 35 кВ

2013

(ОАО «ВоТГК», ОАО «МРСК Волги»)

для ликвидации перегруза КЛ-35 кВ

Реконструкция основных быстродействую-щих защит:
КЛ-35 кВ ГРЭС-Кировская-1,2 ц, КЛ-35 кВ ГРЭС-ТЭЦ-1-1,2 ц

2013

(ОАО «ВоТГК», ОАО «МРСК Волги»)

частый вывод вследствие неудовлетворительного состояния КЛС защит. Посадка напряжения на СН ГРЭС и ТЭЦ-1 на время, превышающее допустимое. Неселективность резервных защит. Срок эксплуатации превышает 56 лет

Реконструкция ПС Док с заменой силовых трансформаторов на более мощные

2014

50

25

25

увеличение резерва трансформаторной мощности для подключения новых потребителей

1

Приложение № 12