ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРОГРАММЫ И СХЕМЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ПЕРМСКОГО КРАЯ НА 2014-2018 ГОДЫ



Фактически утратил силу в связи с истечением срока действия

ПРАВИТЕЛЬСТВО ПЕРМСКОГО КРАЯ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 30 сентября 2014 г.                                            N 1083-п

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРОГРАММЫ И СХЕМЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

ПЕРМСКОГО КРАЯ НА 2014-2018 ГОДЫ

В соответствии с Федеральным законом от 26.03.2003 г. № 35-ФЗ "Об электроэнергетике", Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", пунктом 3.5.1 Положения о Министерстве строительства и жилищно-коммунального хозяйства Пермского края, утвержденного Постановлением Правительства Пермского края от 18 февраля 2014 г. N 90-п, Правительство Пермского края постановляет:

1. Утвердить прилагаемые Программу и Схему развития электроэнергетики Пермского края на 2014-2018 годы.

2. Постановление Правительства Пермского края от 27 апреля 2012 г. N 246-п "Об утверждении Программы и Схемы развития электроэнергетики Пермского края на 2013-2017 годы" признать утратившим силу.

3. Настоящее Постановление вступает в силу со дня его официального опубликования и действует до 1 января 2015 г.

4. Контроль за исполнением постановления возложить на заместителя председателя Правительства Пермского края Демченко О.В.

Председатель

Правительства Пермского края

Г.П.ТУШНОЛОБОВ

УТВЕРЖДЕНЫ

Постановлением

Правительства

Пермского края

от 30.09.2014 N 1083-п

ПРОГРАММА И СХЕМА

РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ПЕРМСКОГО КРАЯ НА 2014-2018 ГОДЫ

Список сокращений

ВВП - внутренний валовой продукт;

ВИЭ - возобновляемые источники энергии;

ВКЛ - воздушно-кабельная линия электропередачи;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВРП - валовой региональный продукт;

ГАО - график аварийного ограничения режима потребления;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ГП - городское поселение;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ДПМ - договор предоставления мощности;

ЕЭС - единая электроэнергетическая система;

ЛЭП - линия электропередачи;

МДП - максимально допустимый переток;

ОЭС - объединенная электроэнергетическая система;

ПГУ - парогазовая установка;

ПЗУ - Пермско-Закамский энергорайон;

ПМЭС - предприятие магистральных электрических сетей;

ПС - подстанция;

РФ - Российская Федерация;

СиПРЭ - схема и программа развития электроэнергетики;

СП - сельское поселение;

ТНУ - теплонасосная установка;

ТЭС - тепловая электростанция;

ТЭ - тепловая энергия;

УЭ - Удмуртская энергосистема;

ЭЭ - электрическая энергия;

ЭЭС - электроэнергетическая система.

I. Общая характеристика региона

Пермский край занимает площадь 160,2 тыс. кв. км (0,94% от площади Российской Федерации). В состав Пермского края входит Коми-Пермяцкий округ, территория которого составляет 32,9 тыс. кв. км. Максимальная протяженность края с севера на юг составляет 645 км, с запада на восток - 417,5 км. Границы очень извилисты, их протяженность составляет более 2,2 тыс. км. Пермский край граничит с двумя областями и тремя республиками Российской Федерации: на севере - с Республикой Коми, на западе - с Кировской областью и Удмуртской Республикой, на юге - с Республикой Башкортостан, на востоке - со Свердловской областью.

Большая (примерно 80% территории) западная часть региона расположена на восточной окраине Восточно-Европейской равнины, где преобладает низменный и равнинный рельеф. На востоке в меридиональном направлении тянутся Уральские горы, занимающие 20% территории края.

Реки составляют основу гидрографической сети региона. В Пермском крае более 29 тыс. рек общей длиной свыше 90 тыс. км. Все они относятся к бассейну одной реки - Камы, обеспечивающей выход водным путем к Каспийскому, Азовскому, Черному, Балтийскому и Белому морям. По длине Кама (1805 км) - шестая река в Европе после Волги, Дуная, Урала, Дона и Печоры. Абсолютное большинство ее притоков - малые, то есть менее 100 км. 42 реки края имеют длину более 100 км каждая, но из них только Кама и Чусовая относятся к разряду больших рек (более 500 км). Самые протяженные и многоводные реки Пермского края: Чусовая - 592 км, Сылва - 493 км, Колва - 460 км, Вишера - 415 км, Яйва - 403 км, Косьва - 283 км, Коса - 267 км, Весляна - 266 км, Иньва - 257 км, Обва - 247 км.

Основной источник питания рек Пермского края - талые воды (более 60% годового стока). Поэтому для рек региона характерен продолжительный ледостав, высокое весеннее половодье, низкая летняя и зимняя межень. Заметно влияют на режим рек леса. В северной части края благодаря лесам, мощному снежному покрову, а на северо-востоке и горам половодье длится дольше, чем на юге. У рек лесостепного юга продолжительность ледостава меньше, они рано вскрываются весной, летом здесь бывают высокие дождевые и ливневые паводки. На северо-востоке края (бассейн реки Вишеры) реки полноводны круглый год. Подъем уровня весной превышает 7-10 м, течение быстрое (до 2-3 м/с), воды холодные, ледовый покров мощный. На юге летом реки сильно мелеют и даже пересыхают. В отдельные малоснежные суровые зимы малые реки промерзают до дна.

По данным Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Пермскому краю, численность постоянного населения края на 1 января 2013 г. составила 2634,5 тыс. человек с преобладающей долей городского населения - 75,1%. Средняя плотность населения составляет 16,4 чел./кв. км.

Население краевого центра - города Перми по оценке на 1 января 2013 г. составило 1013,9 тыс. человек. Другие крупные города региона (свыше 50 тыс. человек): Березники - 153,0 тыс. человек, Кунгур - 66,5 тыс. человек, Лысьва - 64,4 тыс. человек, Соликамск - 96,3 тыс. человек, Краснокамск - 53,2 тыс. человек, Чайковский - 82,9 тыс. человек.

По объему промышленного производства г. Пермь занимает первое место на Урале, опережая по этому показателю Екатеринбург, Челябинск и Уфу. В 2013 году г. Пермь занял 6 место в рейтинге 250 крупнейших промышленных центров России. Основными направлениями специализации промышленности Пермского края являются машиностроение, химия и нефтехимия, металлургия, топливная промышленность, лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная промышленность.

Топливная и химическая отрасли развиваются преимущественно на местной сырьевой базе. Основной объем производства топливной продукции приходится на предприятия нефтяной и газовой промышленности. В Пермском крае ежегодно добывается более 12 млн. тонн нефти. Ведущая добывающая компания - общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Пермь". Добыча нефти сконцентрирована на юге (Куединский, Кунгурский, Ординский, Осинский, Частинский и Чернушинский муниципальные районы) и севере края (Красновишерский, Соликамский и Усольский муниципальные районы). Наиболее активная добыча нефти ведется в Усольском, Куединском, Осинском, Частинском районах. Создан и успешно работает современный, мощный, диверсифицированный комплекс предприятий по добыче и переработке нефти и газа. Предприятия по переработке нефти и газа осуществляют в основном первичную переработку сырья. Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия: ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь", Пермский край - добыча нефти; ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез", г. Пермь - переработка нефти; ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка", г. Пермь - переработка углеводородного сырья; ЗАО "Сибур-Химпром", г. Пермь - переработка жидких углеводородов; ОАО "Уралоргсинтез", г. Чайковский - переработка углеводородного сырья.

На долю Пермского края приходится 100% производимых в России калийных удобрений: в крае расположено крупнейшее в мире Верхнекамское месторождение калийных солей. Добыча руды и производство калийных удобрений осуществляются в г. Березники и в г. Соликамске. Кроме того, химические предприятия производят такие виды экспортно-ориентированной и высокотехнологичной продукции, как метанол и продукты его переработки, аммиак и азотные удобрения, уникальные хладоны и фторполимеры, флокулянты и активные угли. Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия: ОАО "Уралкалий", г. Березники, г. Соликамск - добыча калийной руды и производство калийных удобрений; ОАО "Метафракс", г. Губаха - производство метанола и его производных; ОАО "Минеральные удобрения", г. Пермь - производство азотных удобрений; Филиал "Азот" ОАО "ОХК "УРАЛХИМ", г. Березники - производство аммиака и азотных удобрений; ОАО "Сорбент", г. Пермь - производство активированных углей; Пермский филиал ООО "Хенкель Рус", г. Пермь - производство синтетических моющих средств; ОАО "ГалоПолимер Пермь", г. Пермь - производство галогеносодержащих и фторполимерных химических продуктов; ОАО "Губахинский кокс", г. Губаха - производство металлургического кокса и химических продуктов коксования; ФКП "Пермский пороховой завод", г. Пермь - производство пороха, взрывчатых веществ, лакокрасочных изделий, полиуретанов; ОАО "Березниковский содовый завод", г. Березники - производство соды и карбонатных пород.

Наличие специализированных научных центров и высококвалифицированных кадров способствует развитию в регионе машиностроительной отрасли: производства авиационных и ракетных двигателей, топливной аппаратуры, газоперекачивающих агрегатов и газотурбинных электростанций, нефтепромыслового оборудования, аппаратуры цифровых и волоконно-оптических систем передачи информации, навигационной аппаратуры. Машиностроительная отрасль края в целом находится в кризисном состоянии. Среди причин кризиса можно выделить низкий уровень государственного оборонного заказа, а также специализацию большинства предприятий на производстве не конечной продукции, а комплектующих и отдельных частей, что препятствует проведению самостоятельной сбытовой политики. Наиболее успешно развивается производство оборудования для добывающих отраслей промышленности и железнодорожного транспорта. Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия: ОАО "Мотовилихинские заводы", г. Пермь - производство нефтепромыслового оборудования, строительно-дорожной техники и военной техники; ЗАО "Пермский моторостроительный комплекс", г. Пермь - производство авиационных двигателей, газотурбинных установок и газотурбинных электростанций, вертолетных редукторов и трансмиссий; ОАО "Александровский машиностроительный завод", г. Александровск - производство горно-шахтной и горнорудной техники; ОАО "СТАР", г. Пермь - производство систем автоматического управления газотурбинных двигателей воздушных судов, промышленных газотурбинных двигателей; ОАО "Кунгурский машиностроительный завод", г. Кунгур - производство буровых установок, бурового оборудования и инструмента; ОАО "Пермский завод "Машиностроитель", г. Пермь - производство авиационного и нефтепромыслового оборудования, оборудования для нефтехимии, продукции общепромышленного назначения; ООО "Электротяжмаш-Привод", г. Лысьва - производство электрогенерирующего оборудования, тягового оборудования для железнодорожного транспорта, нефтепромыслового оборудования; ОАО "Научно-производственное объединение "Искра", г. Пермь - производство двигателей и энергетических установок на твердом топливе для ракетных и ракетно-космических комплексов и систем.

Металлургическая промышленность представлена предприятиями по производству и переработке черных, цветных и редкоземельных металлов, а также предприятиями порошковой металлургии. В крае работает единственное в России предприятие по производству титановой губки - филиал "АВИСМА" ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА". Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия: Филиал "АВИСМА" ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА", г. Березники - производство цветных металлов; ОАО "Соликамский магниевый завод", г. Соликамск - производство цветных металлов; ОАО "Чусовской металлургический завод", г. Чусовой - производство черных металлов; ОАО "АК Лысьвенский металлургический завод", г. Лысьва - производство черных металлов; ОАО "Нытва", г. Нытва - производство биметаллов, сталепроката различного назначения, порошковых металлов; ЗАО "Пермцветмет", г. Пермь - производство вторичного алюминия.

Лесопромышленный комплекс края занимает одно из ведущих мест в России в сфере заготовки и переработки древесины и базируется на использовании богатейших лесных ресурсов Прикамья. Лесозаготовительные мощности расположены преимущественно на севере края. Предприятия целлюлозно-бумажной промышленности производят около 20% от общероссийского объема бумаги различного назначения. Наиболее крупными промышленными потребителями электрической энергии данной отрасли являются следующие предприятия: ОАО "Соликамскбумпром", г. Соликамск - производство газетной бумаги; ООО "Пермский картон", г. Пермь - производство картона, бумаги, гофрокартона и гофропродукции; ОАО "Целлюлозно-бумажный комбинат "КАМА", г. Краснокамск - производство бумаги различного назначения; ООО "Пермский фанерный комбинат", пос. Уральский - производство фанеры; ОАО "Пиломатериалы "Красный октябрь", г. Пермь - производство пиломатериалов; Филиал Краснокамская бумажная фабрика ФГУП "Гознак", г. Краснокамск - производство офисной бумаги и бумаги специального назначения; Филиал Пермская печатная фабрика ФГУП "Гознак", г. Пермь - производство банкнот, ценных бумаг, бланков документов, конвертов.

Крупнейший центр пищевой промышленности края - г. Пермь. Здесь работают мясной и молочный комбинаты, маргариновый, мукомольный, винно-водочный заводы, две кондитерские фабрики, хладокомбинат, пивоваренное и хлебопекарное производство. К числу других крупных центров пищевой промышленности относятся Кунгур, Краснокамск, Чайковский, Лысьва, Кудымкар и Верещагино.

В Пермском крае работают и другие предприятия, не относящиеся к перечисленным выше отраслям. Наиболее крупными потребителями электрической энергии из них являются: ООО "Камский кабель", г. Пермь - производство кабельно-проводниковой продукции; ОАО "Горнозаводскцемент", г. Горнозаводск - производство цементов; ООО "Чайковская текстильная компания", г. Чайковский - производство тканей и другой текстильной продукции.

Пермь занимает особо выгодное географическое положение и является одним из крупнейших транспортных узлов России. Территорию Пермского края пересекают две железнодорожные магистрали, имеющие трансконтинентальное значение: Москва - Ярославль - Киров - Пермь - Екатеринбург - Тюмень - Омск - Владивосток и Москва - Казань - Екатеринбург - Курган - Омск. Дополнительный выход в соседнюю Свердловскую область дает Горнозаводская железная дорога (Пермь - Чусовская - Нижний Тагил - Екатеринбург). Выход в Свердловскую и Челябинскую области обеспечивает железная дорога Калино - Лысьва - Бакал. Северные и восточные промышленные районы с краевым центром связаны дорогами Чусовская - Соликамск и Пермь - Ярино - Углеуральская.

Эксплуатационная длина железных дорог (Пермского отделения Свердловской железной дороги, Ижевского отделения Горьковской железной дороги) составляет 1326 км, из них электрифицировано 1107 км (83,5%). Это практически все основные дороги, за исключением идущей на Бакал. Основные железнодорожные узлы - ст. Пермь-II (г. Пермь) и ст. Чусовская (г. Чусовой). Одной из крупнейших в России является станция Пермь-Сортировочная.

По территории края проходит федеральная автодорога Казань - Пермь - Екатеринбург. В настоящее время регион имеет автодорожные выходы в Удмуртию, Башкортостан, Свердловскую и Кировскую области. Протяженность автомобильных дорог общего пользования (с учетом Коми-Пермяцкого округа) составляет 10540 км, из них с твердым покрытием - 10143 км (96,2%).

Протекающая по территории края река Кама является важным звеном единой глубоководной системы Европейской части России, в свою очередь связанной с водными путями европейских стран. Таким образом, в Пермском крае находятся четыре самых восточных речных порта Европы: ОАО "Порт Пермь", ООО "Грузовой порт Левшино", ОАО "Чайковский речной порт", ОАО "Порт Березники". Протяженность речных путей в пределах края - 1519 км. В регионе есть 3 водохранилища, созданные в связи со строительством гидроэлектростанций: Камское и Воткинское на р. Каме, Широковское на р. Косьве.

Через г. Пермь проходит ряд российских и международных авиалиний. В 1993 г. в аэропорту Большое Савино открыт международный сектор. В связи с растущим пассажиропотоком намечено строительство нового терминала аэропорта.

В Пермском крае работают предприятия по транспортировке нефти и газа. Наиболее крупными потребителями электрической энергии из них являются: ООО "Газпром Трансгаз Чайковский" - транспортировка и распределение газа; ОАО "Северо-западные магистральные нефтепроводы" - транспортировка нефти.

Таким образом, Пермский край, занимая выгодное географическое положение на границе Европы и Азии, обладая богатой ресурсной базой, развитой транспортной инфраструктурой и промышленностью, занимает ключевую позицию в инфраструктуре Российской Федерации. Следовательно, развитие энергетической системы региона остается актуальной и важной задачей.

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики

Пермского края за пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы

Энергетическая система Пермского края является одной из наиболее крупных и развитых энергосистем субъектов России и входит в состав Объединенной энергетической системы Урала (далее - ОЭС Урала). Суммарная установленная мощность генерирующего оборудования электростанций Пермского края на 1 января 2014 г. составляет 6796 МВт.

На территории Пермского края осуществляют деятельность крупные генерирующие компании: ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" (Пермская ГРЭС), ОАО "Э.ОН Россия" (Яйвинская ГРЭС), ОАО "ТГК-9" (9 ТЭЦ, 1 ГРЭС и 1 ГЭС), ОАО "РусГидро" (Воткинская и Камская ГЭС), электросетевые компании: филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - "МЭС Урала", филиал ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" и гарантирующий поставщик электроэнергии на территории Пермского края - ОАО "Пермская энергосбытовая компания". Кроме того, на территории Пермского края работают 6 крупных станций промышленных предприятий, установленная мощность которых составляет 3,31% от общей установленной мощности генерирующего оборудования электростанций Пермского края.

Энергосистема Пермского края является энергоизбыточной. В 2013 году на территории Пермского края выработано 33343,30 млн. кВт/ч электрической энергии, из которых 9865,90 млн. кВт/ч (29,6%) было передано в соседние регионы.

В то же время на территории Пермского края есть ряд дефицитных энергоузлов (ввиду того, что крупные электростанции находятся вне этих узлов). Следовательно, важнейшее значение имеет пропускная способность электрических сетей. Основными узлами энергопотребления являются: Пермско-Закамский, Березниковско-Соликамский, Кизеловско-Чусовской, Кунгурский и Чернушинский.

В состав электрических сетей на территории Пермского края входят: сети ЕЭС (220-500 кВ) и распределительные сети филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" напряжением 35-110 кВ и 0,4-10 кВ.

Существующая пропускная способность электрических сетей 110-500 кВ в отдельных случаях недостаточна для обеспечения требуемых перетоков мощности и необходимой степени надежности электроснабжения потребителей Пермского края.

В ряде случаев в технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям электроустановок потребителей включаются отлагательные условия по развитию электрических сетей 110-500 кВ (отсрочка до момента ввода новых трансформаторных мощностей и линий электропередач). В отдельных случаях имеют место отлагательные условия в технологическом присоединении новых потребителей к распределительным сетям 0,4-10 кВ с отсрочкой времени присоединения в связи с отсутствием резерва трансформаторных мощностей и недостаточной пропускной способностью сетей на территориях существующей застройки сети 110-500 кВ.

В состав энергетического комплекса Пермского края входят Камская и Воткинская ГЭС (на реке Каме). Установленная мощность этих гидроэлектростанций составляет приблизительно 22,8% установленной мощности всех электростанций в регионе. Потенциал роста Пермской гидроэнергетики как элемента энергосистемы может быть реализован в развитии малой энергетики, использующей гидроресурсы горных притоков Камы.

Все тепловые электростанции Пермского края используют в качестве основного топлива природный газ. В связи с этим необходим анализ вопроса о диверсификации топливного баланса Пермского края путем развития генерирующих мощностей на основе иных энергоносителей.

Энергетический комплекс Пермского края характеризуется достаточно высоким уровнем износа электрических мощностей (средний физический износ основного оборудования тепловых станций составляет более 60%, электрических сетей 0,4-110 кВ - более 50%), что требует значительных инвестиционных вложений в энергетику края. К тому же, в Пермском крае свыше 2800 населенных пунктов с населением менее 200 человек, поэтому общая протяженность электрических сетей на территории края составляет 60 тыс. км. При этом значительную часть от общей протяженности составляют сети низкого напряжения в сельской местности при незначительных объемах электропотребления в этих сетях. Следствием этого являются значительные потери в сетях и высокие удельные эксплуатационные затраты.

Такая ситуация в конечном итоге приводит к увеличению ценовой нагрузки на потребителей, сдерживанию темпов промышленного развития и градостроительства, ограничению возможностей освоения территории и роста предпринимательской активности населения.

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии

в Пермском крае и структура электропотребления

по основным группам потребителей за последние 5 лет

Таблица 2.2.1

Потребление электрической энергии на территории

ЭЭС Пермского края в период с 2008 по 2013 гг.

Наименование

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

Пятилетний отчетный период

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление, млн. кВт ч

21924,7

22881,8

23557,4

23610,9

23477,4

115452,2

Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт ч

-2127,1

957,1

675,6

53,5

-133,5

1552,7

Среднегодовые темпы прироста, %

-8,8

4,2

2,9

0,2

-0,6

-0,4

Таблица 2.2.2

Потребление электрической энергии на территории

ЕЭС Российской Федерации в период с 2008 по 2013 гг.

Наименование

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

Пятилетний отчетный период

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление, млн. кВт ч

946554,2

988960,6

1000069,5

1015744,2

1009815,7

4961144,2

Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт ч

-46866,8

42406,4

11108,9

15674,7

-5928,5

16394,7

Среднегодовые темпы прироста, %

-4,7

4,5

1,1

1,5

-0,6

0,4

Таблица 2.2.3

Потребление электрической энергии на территории

ОЭС Урала в период с 2008 по 2013 гг.

Наименование

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

Пятилетний отчетный период

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление, млн. кВт ч

239320,4

248730,5

254597,5

257001,2

257788,6

1257438,2

Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт ч

-14770,6

9410,1

5867,0

2403,7

787,4

3697,6

Среднегодовые темпы прироста, %

-5,9

3,9

2,3

0,9

0,3

0,3

Сводный график динамики потребления электрической энергии по годам на территории ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края представлен на рисунке 2.2.1, динамика представлена по среднегодовым темпам прироста потребления.

Рис. 2.2.1

Сводный график среднегодовых темпов прироста электропотребления показывает схожую тенденцию динамики на территории Пермского края по сравнению с динамикой потребления в ЕЭС и ОЭС Урала. В целом, динамика соответствует общеэкономическим факторам, в том числе спаду производства в связи с замедлениями в темпах роста экономики и снижением деловой активности.

В потреблении электроэнергии в 2013 году по России в сравнении с потреблением прошлого года зафиксировано снижение на 0,7% до 1009815,7 млн. кВт ч. Аналогичная тенденция потребления электрической энергии наблюдается в ОЭС Урала и Пермском крае.

Потребление электрической энергии в ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края по месяцам 2013 г. представлено в таблице 2.2.4.

Таблица 2.2.4

Месяц, 2013 г.

Электропотребление, млн. кВт ч

ЕЭС РФ

ОЭС Урала

ПК

1

2

3

4

Январь

99039,90

24537,30

2288,50

Февраль

88161,00

21785,20

2010,90

Март

94196,80

23600,50

2248,40

Апрель

82319,10

21067,20

1917,60

Май

76335,00

20306,30

1814,20

Июнь

71667,50

18791,70

1674,00

Июль

73924,00

19212,60

1724,60

Август

74491,90

19428,6

1708,70

Сентябрь

76794,40

19913,5

1809,00

Октябрь

87498,70

22337,00

2037,50

Ноябрь

87226,20

22012,40

2016,90

Декабрь

96969,50

24796,30

2226,90

Сводный график динамики потребления электрической энергии по месяцам на территории ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края представлен на рисунке 2.2.2, динамика представлена относительного годового потребления в 2013 году: 1009815,7; 257722,3; 23477,4 млн. кВт ч, соответственно.

Рис. 2.2.2

Сводная таблица потребления электрической энергии в 2013 году по месяцам в ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края по сравнению с аналогичным потреблением в 2012 году представлена в таблице 2.2.5.

Таблица 2.2.5

Месяц, 2013 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

ЕЭС РФ

101,5

92,2

101,2

102,9

101

100,4

99,1

99,1

102,1

102,8

97,0

94,9

ОЭС Урала

102,1

94,8

102,3

103,8

102,6

100,9

99,8

99,8

101

103,1

97,6

97,0

ЭЭС ПК

101,5

92,4

116,6

100,4

100,5

101,1

98,4

98,4

100,7

103,4

97,5

94,9

Основное потребление электрической энергии в Пермском крае приходится на промышленные предприятия. Структура электропотребления организациями по основным видам экономической деятельности за период 2009-2012 гг. представлена в таблице 2.2.6.

Таблица 2.2.6

Наименование

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

млн. кВт.ч

%

млн. кВт.ч

%

млн. кВт.ч

%

млн. кВт.ч

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых

1006,9

8,2

1056,8

8,4

1101,5

8,2

1391,0

10,8

Добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических

21,1

0,1

26,6

0,2

29,8

0,2

40,6

0,3

Производство пищевых продуктов, включая напитки, и табак

153,9

1,2

157,4

1,3

161,1

1,2

165,9

1,3

Текстильное и швейное производство

48,4

0,4

38,2

0,3

37,4

0,3

40,6

0,3

Обработка древесины и производство изделий из дерева

138,3

1,1

140,8

1,1

142,4

1,1

153,4

1,2

Целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность

1800,2

14,6

1714,1

13,7

1712,0

12,8

964,7

7,5

Производство кокса и нефтепродуктов

887,2

7,2

924,1

7,4

952,4

7,1

1086,4

8,4

Химическое производство

3386,2

27,5

3451,1

27,5

3494,7

26,1

3190,0

24,7

Производство резиновых и пластмассовых изделий

31,4

0,3

39,3

0,3

42,4

0,3

47,0

0,4

Производство прочих неметаллических минеральных продуктов

193,3

1,6

265,1

2,1

320,8

2,4

348,7

2,7

Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий

1320,5

10,7

1941,2

15,5

2304,4

17,2

2480,5

19,2

Производство машин и оборудования (без оружия и боеприпасов)

229,4

1,9

245,4

2,0

248,8

1,9

242,9

1,9

Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования

156,2

1,3

174,2

1,4

221,8

1,7

229,1

1,8

Производство транспортных средств и оборудования

21,0

0,2

27,8

0,2

26,1

0,2

24,5

0,2

Прочие производства

46,3

0,4

33,2

0,3

42,6

0,3

41,6

0,3

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды

2573,1

21,0

2020,0

16,1

2296,1

17,1

2215,3

17,1

Примечание: Без субъектов малого предпринимательства и организаций с численностью до 15 человек.

Структура потребления электрической энергии организациями по основным видам экономической деятельности за 2012 г. представлена на рисунке 2.2.3.

Рис. 2.2.3

Объемы производства организаций Пермского края по основным видам экономической деятельности в период январь-ноябрь 2013 года относительно аналогичного периода 2012 года в агрегированном виде представлены в таблице 2.2.7.

Таблица 2.2.7

Показатель

Единица измерения

Январь-ноябрь 2013 г.

Январь-ноябрь 2012 г.

1

2

3

4

Индекс промышленного производства

%

103,8

99,5

Добыча полезных ископаемых

%

102,2

105,5

Обрабатывающие производства

%

104,1

98,0

Производство, передача и распределение электроэнергии, газа и воды

%

106,4

96,9

Причинами спада потребления электрической энергии в ЭЭС Пермского края в 2103 году в феврале (високосный год) и мае (дополнительные 3 нерабочих дня относительно 2012 г.) является календарный фактор, а также в феврале, июле, августе, ноябре и декабре - температурный фактор. Метеорологические итоги 2013 года показали, что в 2013 году в Пермском крае температура была существенно выше нормы. Средняя годовая температура воздуха в Перми составила +3,5°С, период стал самым теплым с 2008 г. Теплыми были сразу пять месяцев - февраль, июнь, август, ноябрь и декабрь. Наибольшая положительная аномалия среднемесячной температуры наблюдалась в ноябре (+6...+8°С).

2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической

энергии в Пермском крае

В таблице 2.3.1 представлен перечень предприятий, потребление электрической энергии которыми в отчетном году составляет не менее 1% от общего потребления Пермского края.

Таблица 2.3.1

Наименование предприятия

Электропотребление, млн. кВт ч в году

Доля потребления в балансе, %

2009

2010

2011

2012

2013

1

2

3

4

5

6

7

ОАО "Мотовилихинские заводы"

227,9

295,1

313,3

279,0

231,0

1,00

ОАО "АВИСМА" филиал "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

937,0

959,0

1291,0

1477,0

1420,0

6,05

ЗАО "Сибур-Химпром"

333,5

338,5

346,7

371,4

353,3

1,50

ООО "Лукойл-Пермь"

907,9

949,4

986,7

1168,1

1193,6

5,08

ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез"

857,5

892,2

915,9

901,4

829,0

3,53

ООО "Лукойл-Пермнефтегазпереработка"

243,6

267,8

246,3

251,6

256,0

1,09

ОАО "Уралкалий"

604,0

794,0

1227,0

1451,0

1516,0

6,46

ООО "Газпром Трансгаз Чайковский"

197,0

216,0

236,0

234,0

234,0

1,02

ОАО "Соликамскбумпром"

1310,0

1275,0

1285,0

1270,0

1170,0

4,98

ОАО "Свердловская ж/д"

956,1

997,2

999,8

999,8

974,8

4,15

Суммарное потребление электрической энергии указанных в таблице предприятий составляет около 35% всего потребления Пермского края. Среди представленных предприятий наибольшую долю в потреблении электрической энергии имеет ОАО "Уралкалий" (6,46%), ОАО "АВИСМА" филиал "Корпорация ВСМПО-АВИСМА" (6,05%) и ООО "Лукойл-Пермь" (5,08%).

Максимальное годовое значение электрической нагрузки предприятий с долей потребления более 1% составило 40% от максимальной нагрузки Пермского края, как показано в таблице 2.3.2.

Таблица 2.3.2

Наименование предприятия

Максимальное годовое значение электрической нагрузки в году, МВт

2009

2010

2011

2012

2013

1

2

3

4

5

6

ОАО "Мотовилихинские заводы"

53,00

53,00

53,00

53,00

53,00

ОАО "АВИСМА" (Березниковский титано-магниевый комбинат)

137,00

133,00

165,00

187,00

186,00

ЗАО "Сибур-Химпром"

46,65

45,10

46,00

49,00

48,10

ООО "Лукойл-Пермь"

115,30

119,80

120,80

137,90

140,70

ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез" (ПНОС)

105,00

108,00

112,00

112,00

111,00

ООО "Лукойл-Пермнефтегазпереработка"

28,00

31,00

29,00

29,00

30,00

ОАО "Уралкалий"

85,00

110,00

220,00

225,00

240,00

ООО "Газпром Трансгаз Чайковский"

235,00

240,00

262,00

260,00

260,00

ОАО "Соликамскбумпром"

178,00

178,00

172,00

175,00

170,00

ОАО "Свердловская ж/д"

138,40

143,60

144,40

152,36

141,80

Всего:

1121,35

1161,50

1324,20

1380,26

1380,60

По основным потребителям электрической энергии наблюдаются разнонаправленные тренды изменения максимума электрической нагрузки по годам для предприятий выделенной группы обусловленной разнонаправленностью экономической деятельности предприятий.

Данные по электропотреблению и его структуре по основным потребителям электрической энергии в регионе за отчетный год отражены в таблице 2.3.3.

Таблица 2.3.3

Крупные потребители электрической энергии Пермского края

N п/п

Наименование потребителя

Место расположения (адрес)

Вид деятельности

Годовой объем электропотребления, млн. кВт ч

Максимум нагрузки (заявленный), МВт

1

2

3

4

5

6

1

ОАО "Мотовилихинские заводы"

г. Пермь, ул. 1905-го года, д. 35

Машиностроение и металлообработка

231,00

53,00

2

ОАО "АВИСМА" филиал "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

г. Березники, ул. Загородная, 29

Металлургическая промышленность

1420,00

186,00

3

ЗАО "Сибур-Химпром"

г. Пермь, ул. Промышленная, 98

Нефтехимическая промышленность

353,30

48,10

4

ООО "Лукойл-Пермь"

г. Пермь, ул. Ленина, 62

Нефтехимическая промышленность

1193,60

140,70

5

ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез"

г. Пермь, ул. Промышленная, 84

Нефтехимическая промышленность

829,00

111,00

6

ООО "Лукойл-Пермнефтегазпереработка"

г. Пермь, шоссе Космонавтов, 316В

Нефтехимическая промышленность

256,00

30,00

7

ОАО "Уралкалий"

г. Березники, ул. Пятилетки, 63

Химическая промышленность

1516,00

240,00

8

ООО "Газпром Трансгаз Чайковский"

г. Чайковский, Приморский бульвар, 30

Транспортировка

234,00

260,00

9

ОАО "Соликамскбумпром"

г. Соликамск, ул. Коммунистическая, 21

Лесопромышленный комплекс

1170,00

170,00

10

ОАО "Свердловская ж/д"

г. Екатеринбург, ул. Челюскинцев, 11

Транспортировка

974,82

141,80

Список потребителей, составляющих не менее 1% потребления электрической энергии региона, и иных потребителей, влияющих на режим работы энергосистемы (энергорайона) Пермского края, по данным, предоставленным Филиалом ОАО "СО ЕЭС" "Региональное Диспетчерское Управление энергосистемы Пермского края", указан в таблице 2.3.4.

Таблица 2.3.4

N п/п

Название предприятия

1

ОАО "Уралкалий"

2

ОАО "Корпорация ВСМПО - АВИСМА", филиал "АВИСМА"

3

ООО "ЛУКОЙЛ - Энергосервис" (ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ")

4

ОАО "Соликамскбумпром"

5

ОАО "РЖД"

6

ООО "ЛУКОЙЛ - Энергосервис" (ООО "ЛУКОЙЛ-ПНОС")

7

ОАО "СЗМН"

8

ОАО "Соликамский Магниевый Завод"

9

ООО "ЛУКОЙЛ - Энергосервис" (ООО "ЛУКОЙЛ-ПНГП")

10

ОАО "АЗОТ"

11

ЗАО "Сибур-Химпром"

12

ОАО "Горнозаводскцемент"

13

ООО "Новая городская инфраструктура Прикамья"

Список потребителей, составляющих не менее 1% потребления электрической энергии региона, и иных потребителей, влияющих на режим работы энергосистемы (энергорайона) Пермского края, по данным, предоставленным филиалом ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго", указан в таблице 2.3.5.

Таблица 2.3.5

N п/п

Название предприятия

1

"АВИСМА", филиал ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

2

Филиал "Азот" ОАО "ОХК" УРАЛХИМ"

3

ОАО "Александровский машиностроительный завод"

4

ОАО "Березниковский содовый завод"

5

ООО "Новая городская инфраструктура Прикамья", Березниковский филиал

6

ООО "Водоканал", г. Соликамск

7

ОАО "Газпром трансгаз Чайковский"

8

ОАО "ГалоПолимер Пермь"

9

ОАО "Горнозаводскцемент"

10

ОАО "Губахинский кокс"

11

ОАО "СТАР"

12

ООО "Камский кабель"

13

Краснокамская бумажная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"

14

ОАО "Кунгурский машиностроительный завод"

15

ООО "ЛМЗ-Энерго"

16

ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез"

17

ООО "Лукойл-Пермь"

18

ОАО "Пермский завод "Машиностроитель"

19

ОАО "Метафракс"

20

ОАО "Минеральные удобрения"

21

ООО "Новогор-Прикамье", г. Пермь

22

ОАО "Нытва"

23

МУП "Пермгорэлектротранс"

24

ООО "Пермнефтегазпереработка"

25

Пермская печатная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"

26

ООО "Пермская сетевая компания"

27

ООО "Пермский картон"

28

ФКП "Пермский пороховой завод"

29

ОАО "Пермский свинокомплекс"

30

ООО "Пермский фанерный комбинат"

31

ОАО "Чусовской металлургический завод"

32

ОАО "РЖД"

33

ОАО "Сан Инбев"

34

ЗАО "Сибур-Химпром"

35

ООО "Сода-Хлорат"

36

ОАО "Соликамскбумпром"

37

ОАО "Соликамский магниевый завод"

38

ОАО "Уралкалий"

39

ОАО "Уралоргсинтез"

40

ООО "ХенкельРус"

41

ООО "Чайковская текстильная компания"

42

ООО "Электротяжмаш-Привод"

43

ОАО "Мотовилихинские заводы"

44

Протон-ПМ (основная площадка)

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие

резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет

Наибольшее потребление мощности за отчетный период 2009-2013 гг. наблюдалось в 2012 году (таблица 2.4.1). Общая тенденция к снижению в 2009-2010 годах связана с кризисом в экономическом развитии страны в целом и региона в частности. Можно говорить о том, что к 2012 г. происходит увеличение максимума нагрузки до значения, превышающего уровень 2009 г., что свидетельствует о выходе экономического развития региона на докризисный уровень, в 2013 г. происходит спад максимума мощности до уровня 2009 г.

Таблица 2.4.1

Территория

Параметр

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

1

2

3

4

5

6

7

Всего по Пермскому краю, в том числе:

Годовой максимум мощности, МВт

3538

3510

3511

3670

3526

Всего по Пермскому краю, в том числе:

Абсолютный прирост <*>, МВт

-141,00

-28,00

1,00

159,00

-144

Относительный прирост <*>, %

-3,83

-0,79

0,03

4,53

-4,08

Число часов использования максимума нагрузки, ч

6197

6519

6710

6434

6658

Березниковско-Соликамский и Кизеловско-Чусовской энергоузел

Годовой максимум мощности, МВт

1085

1121

1159

1146

-

Абсолютный прирост <*>, МВт

5,00

36,00

38,00

-13,25

-

Относительный прирост <*>, %

0,46

3,32

3,39

-1,14

-

Пермско-Закамский энергоузел

Годовой максимум мощности, МВт

1704

1710

1694

1766

-

Абсолютный прирост <*>, МВт

-41,00

6,00

-16,00

72,44

-

Относительный прирост <*>, %

-2,35

0,35

-0,94

4,28

-

--------------------------------

Примечание: по отношению к предыдущему году.

Динамика изменения собственного максимума нагрузки на территории ЭЭС Пермского края, ЕЭС Российской Федерации и ОЭС Урала в период 2008-2013 гг. представлена в таблицах 2.4.2, 2.4.3, 2.4.4, соответственно.

Таблица 2.4.2

Наименование

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

Пятилетний отчетный период

1

2

3

4

5

6

7

Годовой максимум мощности, МВт

3538

3510

3511

3670

3526

-

Абсолютный прирост <*>, МВт

-141,00

-28,00

1,00

159,00

-144

-153

Относительный прирост <*>, %

-3,83

-0,79

0,03

4,53

-4,08

-0,83

Число часов использования максимума нагрузки, ч

6197

6519

6710

6434

6658

-

--------------------------------

Примечание: по отношению к предыдущему году.

Таблица 2.4.3

Динамика изменения собственного максимума нагрузки

на территории ЕЭС Российской Федерации за период

2009-2013 гг.

Наименование

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

Пятилетний

отчетный

период

1

2

3

4

5

6

7

Годовой максимум мощности, МВт

151827

151271

149603

158986

149253

-

Абсолютный прирост <*>, МВт

-455

-556

-1668

10016

-9733

-2396

Относительный прирост <*>, %

-0,3

-0,37

-1,10

6,3

-6,1

-0,31

Число часов использования максимума нагрузки, ч

6234

6538

6685

6389

6766

-

--------------------------------

Примечание - по отношению к предыдущему году.

Таблица 2.4.4

Динамика изменения собственного максимума нагрузки

на территории ОЭС Урала за период 2009-2013 гг.

Наименование

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

Пятилетний

отчетный

период

1

2

3

4

5

6

7

Годовой максимум мощности, МВт

35950

35927

36087

37056

36235

-

Абсолютный прирост <*>, МВт

985

-23

160

969

-821

1270

Относительный прирост <*>, %

2,8

-0,06

0,45

2,69

-2,22

0,7

Число часов использования максимума нагрузки, ч

6657

6923

7055

6935

7113

-

--------------------------------

Примечание: по отношению к предыдущему году.

Сводные графики динамики изменения собственного максимума нагрузки по годам на территории ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края представлены на рисунке 2.4.1, динамика представлена по среднегодовым темпам прироста максимума нагрузки.

Рис. 2.4.1

Динамика изменения максимума в ЕЭС Российской федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края соответствует общеэкономическими факторам: спаду производства в связи с замедлениями в темпах роста экономики и снижением деловой активности.

Сводные графики динамики изменения числа часов использования максимума нагрузки по годам на территории ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края представлены на рисунке 2.4.2.

Рис. 2.4.2

Данные изменения резервов электрической мощности в ЭЭС Пермского края, ЕЭС Российской Федерации и ОЭС Урала представлены в таблицах 2.4.5, 2.4.6, 2.4.7 в соответствии с Отчетом о функционировании ЕЭС России за период 2009-2013 годов.

Таблица 2.4.5

Наименование

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

1

2

3

4

5

6

Располагаемый резерв мощности, МВт

2542,10

2636,50

2975,80

2831,00

-

Абсолютный прирост <*>, МВт

-

43

322

-78

439,00

Относительный прирост <*>, %

-

3,6

11,4

-5,1

13,4

--------------------------------

Примечание: по отношению к предыдущему году.

Таблица 2.4.6

Динамика изменения располагаемого резерва мощности

на территории ЕЭС Российской Федерации за период

2009-2013 гг.

Наименование

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

Пятилетний отчетный период

1

2

3

4

5

6

7

Располагаемый резерв мощности, МВт

27033

27871

30818

33712

38117

-

Абсолютный прирост <*>, МВт

-

838

2947

2894

4405

11084

Относительный прирост <*>, %

-

3,0

9,6

8,6

11,5

8,2

--------------------------------

Примечание: по отношению к предыдущему году.

Таблица 2.4.7

Динамика изменения располагаемого резерва мощности

на территории ОЭС Урала за период 2009-2013 гг.

Наименование

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

Пятилетний отчетный период

1

2

3

4

5

6

7

Располагаемый резерв мощности, МВт

3107

3137

1919

4077

4259

-

Абсолютный прирост <*>, МВт

-

30

-1218

2158

182

1152

Относительный прирост <*>, %

-

1,0

-63,5

52,9

4,3

-1,3

--------------------------------

Примечание: по отношению к предыдущему году.

Сводные графики динамики изменения располагаемого резерва мощности по годам на территории ЕЭС Российской Федерации, ОЭС Урала и ЭЭС Пермского края представлены на рисунке 2.4.3, динамика представлена по среднегодовым темпам прироста располагаемого резерва мощности.

Рис. 2.4.3

ЭЭС Пермского края имеет достаточный запас генерирующих мощностей для сохранения устойчивости работы энергосистемы и покрытия максимума электрической нагрузки на территории края силами собственной генерации.

Динамика изменения среднемесячной температуры окружающей среды на территории Пермского края в период с 2012 по 2013 годы представлена в таблице 2.4.8.

Таблица 2.4.8

Месяц

2012 г.

2013 г.

Относительное изменение, %

1

2

3

4

январь

-13,5

-14,8

-0,50

февраль

-14,7

-8,1

2,56

март

-5

-10

-1,87

апрель

8,3

3,9

-1,56

май

12,5

11

-0,53

июнь

18,3

18,8

0,17

июль

20,1

19,2

-0,31

август

16,7

17,2

0,17

сентябрь

10,7

10,3

-0,14

октябрь

5,4

2

-1,22

ноябрь

-2,4

-

-

декабрь

-15,8

-

-

Динамика изменения максимума потребления электрической энергии в ЭЭС Пермского края относительно максимума потребления 2012 года представлена в таблице 2.4.9.

Таблица 2.4.9

Месяц

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Относительное изменение, %

1,5

-7,6

16,6

0,4

0,5

1,1

-1,6

-1,6

0,7

3,4

-2,5

-5,1

Сводные графики динамики изменения среднемесячной температуры окружающей среды в 2012-2013 годах, а также изменения потребления электроэнергии на территории ЭЭС Пермского края в 2013 г. представлены на рисунке 2.4.4.

Рис. 2.4.4

Данные среднегодового использования производственной мощности предприятий Пермского края по годам указывают на снижение загрузки мощностей в целом и снижение максимумов потребления электрической энергии в частности.

2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах

централизованного теплоснабжения в регионе, структура

отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных

основным группам потребителей за последние 5 лет

Крупнейшим производителем тепловой энергии в Пермском крае является ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9" (ОАО "ТГК-9").

В таблице 2.5.1 представлена информация по основным характеристикам станций и генерирующего оборудования ТГК-9 в Пермском крае.

Таблица 2.5.1

Станция

Электрическая мощность

Тепловая мощность

Год ввода в эксплуатацию

1

2

3

4

Березниковская ТЭЦ-2

98 МВт

492,8 Гкал/ч

1947

Березниковская ТЭЦ-4

29,2 МВт

276,4 Гкал/ч

1931

Кизеловская ГРЭС-3

23,6 МВт

238,4 Гкал/ч

1933

Березниковская ТЭЦ-10

27 МВт

168 Гкал/ч

1964

Закамская ТЭЦ-5

69 МВт

501,5 Гкал/ч

1936

Пермская ТЭЦ-13

34 МВт

312,4 Гкал/ч (+39,2 Гкал/ч ВК)

1959

Пермская ТЭЦ-14

330 МВт

941 Гкал/ч

1966

Пермская ТЭЦ-6

179,7 МВт

815,5 Гкал/ч (+500 Гкал/ч ЛВК)

1942

Пермская ТЭЦ-9

410 МВт

1494,8 Гкал/ч

1957

Чайковская ТЭЦ-18

200 МВт

466 Гкал/ч

1978

Отпуск тепловой энергии по Пермскому краю и отпуск тепловой энергии населению Пермского края в системах теплоснабжения представлен в таблице 2.5.2.

Таблица 2.5.2

Годы

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

1

2

3

4

5

Отпущено тепловой энергии всего, Гкал

27445,5

28602,8

27149,7

25478,3

Отпущено тепловой энергии потребителям, тыс. Гкал

20630,9

21384,5

20139,7

19361,0

В том числе:

населению, тыс. Гкал

11156,7

11057,5

10461,1

10296,9

бюджетофинансируемым организациям, тыс. Гкал

2594,3

2581,7

2319,2

2165,9

предприятиям на производственные нужды, тыс. Гкал

5403,9

6268,4

5804,4

4946,3

прочим организациям, тыс. Гкал

1475,9

1476,9

1555,0

1951,8

Отпущено другому предприятию (перепродавцу), тыс. Гкал

6814,6

7218,0

7009,9

6117,3

Относительный прирост потребления тепловой энергии, тыс. Гкал

-2009,0

1157,3

-1453,1

-1671,4

Среднегодовые темпы прироста, %

-7,9

4,5

-5,7

-6,6

Отпуск тепловой энергии в 2013 году с коллекторов станций и котельных ТГК-9 составил 12694,48 тыс. Гкал. С коллекторов станции ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" "Пермская ГРЭС" - 0,292 тыс. Гкал. С коллекторов станции "Э.ОН" "Яйвинская ГРЭС" - 0,01 тыс. Гкал.

Сводная диаграмма динамики изменения потребления тепловой энергии в Пермском крае по годам представлена на рисунке 2.5.1 (данные представлены по среднегодовым темпам прироста, среднегодовой темп роста в 2013 г. показан как прирост потребления тепловой энергии за первое полугодие относительно аналогичного периода 2012 г.).

Рис. 2.5.1

Причиной увеличения отпуска тепловой энергии стало более позднее окончание отопительного сезона в сравнении с аналогичным периодом 2012 г. (на 2-3 недели позднее, чем в 2012 году).

Сводная диаграмма баланса отпуска тепловой энергии в Пермском крае в разрезе форм собственности за 2012 г. представлена на рисунке 2.5.2.

Рис. 2.5.2

Отпуск тепловой энергии электростанциями и котельными потребителям в разрезе источников тепловой энергии представлен в таблице 2.5.3.

Таблица 2.5.3

Годы

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

1

2

3

4

5

ТЭЦ, тыс. Гкал

16556,9

16943,9

16147,5

15210,7

Котельные, тыс. Гкал

10888,6

11658,9

11002,2

10267,6

Итого, тыс. Гкал

27445,5

28602,8

27149,7

25478,3

Выработка когенерационными установками, %

60,3

59,2

59,5

59,7

Структура источников тепловой энергии и их мощность с разбивкой по установленной мощности представлены в таблице 2.5.4.

Таблица 2.5.4

Год

Суммарная мощность источников теплоснабжения, Гкал/час

Удельный вес котельных мощностью до 3 Гкал/час, %

Количество котлов (энергоустановок)

всего

в том числе:

до 3

от 3 до 20

от 20 до 100

1

2

3

4

5

6

7

2009

12457,4

770,3

1550,8

4475,9

6,2

2772

2010

13815,0

759,7

1641,4

4469,1

5,5

2857

2011

13486,3

772,2

1659,3

4779,4

5,7

2766

2012

13591,4

808,8

1602,7

4848,1

6,0

2856

В Пермском крае растет число котельных, например крышных, в зонах действия централизованного теплоснабжения, снижается доля комбинированной выработки тепла от электростанций, ухудшаются технико-экономические показатели выработки тепловой энергии.

2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой

энергии в регионе, включая системы теплоснабжения крупных

муниципальных образований, с указанием их потребности

в тепловой энергии, источников ее покрытия, а также типов

используемых установок комбинированной генерации с указанием

их тепловой и электрической мощности и года ввода

в эксплуатацию

Потребление тепловой энергии по отраслям в Пермском крае представлено на рисунке 2.6.1. Наибольшее потребление приходится на тепловые сети муниципальных образований (66%) и на нефтехимическую (16%) и химическую (8%) промышленности в промышленном секторе.

Рис. 2.6.1

Основные потребители тепловой энергии, поставляемой электростанциями ОАО "ТГК-9" и "Э.ОН" "Яйвинская ГРЭС", представлены в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1

Наименование центра поставки тепловой энергии

Потребитель

Потребление тепловой энергии за 2013 год, тыс. Гкал

1

2

3

ОАО "ТГК-9"

Березниковская ТЭЦ-2

ОАО "АВИСМА"

234,96

Березниковские тепловые сети

743,89

Березниковская ТЭЦ-4

ООО "Сода-Хлорат"

171,16

ОАО "БСЗ"

517,27

ОАО "АЗОТ"

59,49

Березниковские тепловые сети

382,40

Березниковская ТЭЦ-10

ОАО "Уралкалий"

68,42

Березниковские тепловые сети

267,75

Кизеловская ГРЭС-3

ОАО "Губахинский кокс"

73,10

Кизеловские тепловые сети

301,41

Прочие

3,83

Закамская ТЭЦ-5

ОАО "ЦБК "КАМА"

159,96

ОАО "КЗМС"

10,23

КБФ "Гознак"

180,25

Пермские тепловые сети

431,00

Пермская ТЭЦ-6 и ЛВК-3

ОАО "Энергетик-ПМ"

483,85

ОАО "Инкар"

35,59

Пермские тепловые сети

2330,09

Прочие

5,75

Пермская ТЭЦ-9

ОАО "Лукойл ПНОС"

1818,77

Пермские тепловые сети

1943,38

Прочие

6,02

Пермская ТЭЦ-13 и ВК-20

ООО "Камский кабель"

85,94

ОАО "ЭЛИЗ"

14,39

Пермские тепловые сети

428,00

Городские электросети

8,66

Прочие

3,10

Пермская ТЭЦ-14

ОАО "ГалоПолимер Пермь"

160,00

Пермские тепловые сети

972,93

Прочие

0,97

Чайковская ТЭЦ-18

ОАО "Уралоргсинтез"

203,41

Чайковская ТЭЦ-18

ООО "ИнвестСпецПром"

502,48

Прочие

7,91

"Э.ОН" "Яйвинская ГРЭС"

Яйвинская ГРЭС

МУ СК "Зевс"

0,93

МУ Александровская городская больница

0,004

МОУ школа N 3

0,03

МОУ школа N 33

0,002

ТСЖ "Яйва"

1,15

ЗАО "Яйватранспорт"

0,79

ОАО "Уралэнерготранс"

1,28

ООО "Управление Жилсервис"

1,22

Население

44,24

Прочие

12,14

В таблице 2.6.2 приведены типы установок комбинированной генерации, используемые на станциях Пермского края.

Таблица 2.6.2

Марка агрегатов оборудования

Количество, шт.

Установленная электрическая/тепловая мощность, МВт/Гкал/ч

Год ввода в эксплуатацию

1

2

3

4

ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация", "Пермская ГРЭС"

Энергоблок N 1 800 МВт

1

800/140

1986

Энергоблок N 2 800 МВт

1

800/140

1987

Энергоблок N 3 800 МВт

1

800/140

1990

"Э.ОН" "Яйвинская ГРЭС"

Энергоблок (котел ТП-92, турбина К-160-130 ХТГЗ)

4

150/12

1963-1965

Энергоблок ПГУ (котел B-4100-Серен-Бельгия, газовая турбина SGT5-4000F, паровая турбина SST5-3000)

1

424,6/-

2011

ОАО "ТГК-9", Березниковская ТЭЦ-2

ПТ-30/35-3,4/1,0

1

30/95

2006

Р-12-29/1,6

1

12/54,8

2004

Р-6-90/31

1

6/-

1959

ПТ-50-90/13

1

50/143

1959

ОАО "ТГК-9", Березниковская ТЭЦ-4

Р-10-56/17

1

10/105

1932

Р-12,8-56/17

1

12,8/105

1933

Р-6,4-56/17

1

6,4/66,4

1931

ОАО "ТГК-9", Березниковская ТЭЦ-10

ПР-12-3,4/1,0/0,1

1

12,0/72,0

1999

ПР-6-35/8/2,5

1

6,0/37,0

1964

Р-9-35/8

1

9,0/59,0

1971

ОАО "ТГК-9", Кизеловская ГРЭС-3

ПТ-26/29-2,9/1,3

1

23,6/101,5

2005

ОАО "ТГК-9", Закамская ТЭЦ-5

ПТ-25/29-2,9/1,0

1

25/95,2

2001

Р-15-29/7

1

15/127,1

1938

ПТ-29/35-2,9/1,0

1

29/79,2

2006

ОАО "ТГК-9", Пермская ТЭЦ-6 и ЛВК-3

Р-25-29/1,2

1

24,5/135

1943

Р-6-35/5

1

5,2/38,2

1958

Р-6-35/5

1

4/32,5

1959

Р-25-90/31

1

23/-

1959

SGT-800

2

47/-

2012

SST-600

1

29/82

2012

ОАО "ТГК-9", Пермская ТЭЦ-9

ВПТ-25-3

1

25/104,4

1957

ВПТ-25-3

1

30/104,4

1957

ВР-25-2

1

25/164

1957

ПТ-65-130/13

1

65/139

1960

Т-100/120-130-2

1

105/160

1973

Р-50-130/1

1

50/188

1975

Т-100/120-130-3

1

110/175

1978

ГТЭ-160

1

159,6/230

2013

ОАО "ТГК-9", Пермская ТЭЦ-13 ВК-20

Р-6-35/5

1

6,0/35,0

1962

Р-12-35/5

1

12,0/51,0

1967

ГТЭС-16ПА

1

16/-

2010

ОАО "ТГК-9", Пермская ТЭЦ-14

ПТ-60-130/13

1

60/139

1966

Т-35/55-1,6

1

35/100

2008

Р-50-130

1

50/-

1967

ПТ-135/165-130/15

1

135/307

1977

Т-50-130

1

50/95

1979

ОАО "ТГК-9", Чайковская ТЭЦ-18

ПТ-60-130/13

1

60/139

1978

ПТ-60-130/22

1

60/139

1979

Р-50-130/13

1

50/188

1980

Т-30/50-1,28

1

30/-

2007

Доля установленной мощности установок комбинированного типа в составе установок генерации тепловой энергии на станциях Пермского края показана на рисунке 2.6.2.

Рис. 2.6.2

2.7. Структура установленной электрической мощности

на территории Пермского края, в том числе с выделением

информации по вводам, демонтажам и другим действиям

с электроэнергетическими объектами за последний отчетный год

Установленная мощность электростанций энергосистемы Пермского края на 1 января 2014 г. составила 6796 МВт, в том числе ТЭС - 5211 МВт, ГЭС - 1585 МВт.

Наибольшую долю (77% установленной мощности) в генерации энергосистемы составляют тепловые электростанции, имеющие в качестве основного вида топлива природный газ. Гидроэнергетика представлена тремя ГЭС. Максимальная нагрузка и выработка на них возможна лишь в течение 2-3 месяцев в году в период паводка.

Перечень вводов установленной мощности на электростанциях Пермского края в период с 2009 по 2013 гг. представлен в таблице 2.7.1.

Таблица 2.7.1

Год

Наименование электростанции

Стационарный номер

Тип оборудования

Вид топлива

Установленная мощность блока, МВт

1

2

3

4

5

6

2009

Вводов генерирующей мощности не осуществлялось

2010

Пермская ТЭЦ-13

4

ГТУ

газ

16

2011

Яйвинская ГРЭС

ПГУ

газ

424,6

2012

Пермская ТЭЦ-6

1

ПГУ

газ

119

ГТЭС ОАО "Уралкалий"

4

ГТУ

газ

12,9

2013

Пермская ТЭЦ-9

N 12

ГТУ

газ

165

Перечень энергоблоков, на которых были изменения установленной мощности, в период с 2009 по 2013 гг. представлен в таблице 2.7.2.

Таблица 2.7.2

Год

Наименование электростанции

Номер блока

Причина изменения

Вид топлива

Изменение мощности

1

2

3

4

5

6

2009

Камская ГЭС

12

Рабочее колесо гидротурбины

-

+3

Чайковская ТЭЦ-18

4

Турбина

газ

-20

Закамская ТЭЦ-5

3

Турбина

газ

-6

2010

Камская ГЭС

23

Рабочее колесо гидротурбины

-

+3

Кизеловская ГРЭС

9

Турбина

газ

-2,4

2011

Изменений мощности энергоблоков не осуществлялось

2012

Изменений мощности энергоблоков не осуществлялось

2013

Камская ГЭС

2, 3, 9, 17, 22

Рабочее колесо гидротурбины

-

+15

Пермская ТЭЦ-6

6, 8

Турбина

газ

+4

Перечень выводов и ремонтных снижений установленной мощности энергоблоков электростанций по месяцам 2013 г. представлен в таблице 2.7.3.

Таблица 2.7.3

Месяц

Мощность, МВт

Январь

825

Февраль

247

Март

427

Апрель

1476

Май

380

Июнь

506

Июль

731

Август

1397

Сентябрь

1206

Октябрь

1478

Ноябрь

336

Декабрь

598

Баланс установленной мощности на 1 января 2014 г. в разрезе типов генерирующего оборудования представлен в таблице 2.7.4.

Таблица 2.7.4

Наименование составляющей

Установленная мощность, МВт

Составляющая в балансе, %

1

2

3

Установленная мощность всего, в том числе:

6796,0

100

ТЭС

5211,0

76,68

в том числе: ГРЭС

3424,6

50,39

ТЭЦ

1786,4

26,29

из них: ПГУ

711,0

10,46

ГЭС

1585,0

23,32

Структура установленной мощности на 1 января 2014 г. в разрезе объектов генерации представлена на рисунке 2.7.1.

Рис. 2.7.1

2.8. Состав существующих электростанций (а также

блок-станций) с группировкой по принадлежности

к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций,

установленная мощность которых превышает 5 МВт

Состав существующих электростанций Пермского края с группировкой по принадлежности к энергетическим компаниям на 1 января 2014 г. представлен в таблице 2.8.1.

Тепловые станции ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" и ОАО "Э.ОН Россия", Пермская и Яйвинская ГРЭС являются конденсационными электростанциями (КЭС) и имеют низкую тепловую мощность.

Все 10 ТЭЦ ОАО "ТГК-9", включая Кизеловскую ГРЭС-3, а также Соликамская ТЭЦ и ТЭЦ ОАО "ЛМЗ" работают в режимах комбинированной выработки.

Таблица 2.8.1

Состав существующих электростанций

N п/п

Собственник

Электростанция

Установленная мощность, МВт

1

2

3

4

1

ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"

Пермская ГРЭС

2400,0

2

ОАО "Э.ОН Россия"

Яйвинская ГРЭС

1024,6

3

ОАО "РусГидро"

Воткинская ГЭС

1020,0

4

ОАО "РусГидро"

Камская ГЭС

537,0

5

ОАО "ТГК-9"

Широковская ГЭС

28,0

6

ОАО "ТГК-9"

Березниковская ТЭЦ-2

98,0

7

ОАО "ТГК-9"

Березниковская ТЭЦ-4

29,2

8

ОАО "ТГК-9"

Березниковская ТЭЦ-10

27,0

9

ОАО "ТГК-9"

Закамская ТЭЦ-5

69,0

10

ОАО "ТГК-9"

Кизеловская ГРЭС-3

23,6

11

ОАО "ТГК-9"

Пермская ТЭЦ-6

179,7

12

ОАО "ТГК-9"

Пермская ТЭЦ-9

569,6

13

ОАО "ТГК-9"

Пермская ТЭЦ-13

34,0

14

ОАО "ТГК-9"

Пермская ТЭЦ-14

330,0

15

ОАО "ТГК-9"

Чайковская ТЭЦ-18

200,0

16

ООО "Лысьва-теплоэнерго"

Лысьвенская ТЭЦ

24,0

17

ОАО "Соликамскбумпром"

Соликамская ТЭЦ (ТЭЦ-12)

144,7

18

ОАО "Уралкалий"

ГТУ-ТЭЦ

38,7

19

ООО "Вишерская бумажная компания"

Вишерская ТЭЦ

18,9

Итого:

6796,0

Примечание: Вишерская ТЭЦ и Лысьвенская ТЭЦ выдачу электрической энергии в ЭЭС ПК не осуществляют.

На рисунке 2.8.1 представлена информация о структуре установленной мощности по собственникам генерирующего оборудования на 1 января 2014 г.

Рис. 2.8.1

Суммарная установленная мощность электростанций Пермского края на 1 января 2014 г. составляет 6796 МВт. Доля высокоманевренного блочного оборудования ТЭС (64% от установленной мощности) позволяет ежедневно значительно изменять суммарную загрузку электростанций.

Технико-экономические показатели работы электро- и тепловых станций по выработке электрической энергии по годам представлены в таблице 2.8.2.

Таблица 2.8.2

Годы

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

1

2

3

4

5

Тепловые электростанции

4,6

4,4

4,3

4,3

Гидроэлектростанции

0,5

0,7

0,6

0,6

Снижение удельных расходов электрической энергии на собственные нужды произошло вследствие проведения реноваций и обновления материально-технической базы.

В таблице 2.8.3 представлены данные по числу часов использования установленной мощности электростанций.

Таблица 2.8.3

Годы

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

1

2

3

4

5

Тепловые электростанции

5189

5599

5845

5367

Гидроэлектростанции

3242

2555

2595

2843

Низкое количество часов использования установленной мощности гидроэлектростанций в 2010 и 2011 годах обусловлено зависимостью от гидрологической обстановки.

2.9. Структура выработки электроэнергии по типам

электростанций и видам собственности

Баланс вырабатываемой электрической энергии на 1 января 2014 г. по типам электростанций (работающих в синхронной зоне) представлен в таблице 2.9.1.

Структура выработки электрической энергии электростанциями компаний по видам собственности отражена в таблице 2.9.2, детализация представлена по данным генерирующих компаний.

Таблица 2.9.1

Показатели

Единицы измерения

Отпуск электрической энергии

1

2

3

Электропотребление

млн. кВт·ч

23477,40

Выработка

млн. кВт·ч

33343,30

в том числе:

- ГЭС

млн. кВт·ч

4515,00

- ТЭС

млн. кВт·ч

28828,27

в том числе:

ГРЭС

млн. кВт·ч

21603,53

ТЭЦ, в том числе станции промышленных предприятий

млн. кВт·ч

7224,74

Передача мощности (сальдо-переток)

млн. кВт·ч

9865,9

Таблица 2.9.2

Выработка электрической энергии электростанциями в 2013 г.

N п/п

Собственник

Электростанция

Выработка электрической энергии, млн. кВт·ч

Годовой прирост, %

1

2

3

4

5

1

ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"

Пермская ГРЭС

15819,83

17,6

2

ОАО "Э.ОН Россия"

Яйвинская ГРЭС

5783,70

-9,7

3

ОАО "РусГидро"

Воткинская ГЭС

2530,00

4,7

4

Камская ГЭС

1985,00

17,0

Итого:

4515,00

10,1

5

ОАО "ТГК-9"

Широковская ГЭС-7

87,910

-14,3

6

Березниковская ТЭЦ-10

52,658

-5,2

7

Березниковская ТЭЦ-2

243,9270

-21,5

8

Березниковская ТЭЦ-4

44,3239

7,6

9

Закамская ТЭЦ-5

216,4641

-12,0

10

Кизеловская ГРЭС-3

84,6755

-3,6

11

Пермская ТЭЦ-13

123,055

-4,8

12

Пермская ТЭЦ-14

1276,252

-5,0

13

Пермская ТЭЦ-6

1033,100

39,8

14

ОАО "ТГК-9"

Пермская ТЭЦ-9

1664,472

-8,8

15

Чайковская ТЭЦ-18

548,309

-7,4

Итого:

6157,9

-0,01

16

Станции промышленных предприятий

Лысьвенская ТЭЦ

Соликамская ТЭЦ (ТЭЦ-12)

УралкалийГТУ-ТЭЦ

Вишерская ТЭЦ

1066,87

-

Примечание: Лысьвенская ТЭЦ и Вишерская ТЭЦ отпуск электрической энергии в ЭЭС ПК не осуществляют.

На рисунке 2.9.1 представлен баланс отпуска электрической энергии в разрезе типов генерирующих станций.

Рис. 2.9.1

На рисунке 2.9.2 представлен отпуск электрической энергии в Пермском крае в разрезе генерирующих компаний.

Рис. 2.9.2

2.10. Характеристика балансов электрической энергии

и мощности за последние 5 лет

Динамика баланса электрической энергии на территории Пермского края за последние пять лет представлена в таблице 2.10.1. При формировании баланса учтена суммарная потребность в электроэнергии, которая складывается из годового потребления электроэнергии и сальдированной передачи электроэнергии в смежные с ЭЭС Пермского края энергосистемы. Покрытие обеспечивается выработкой действующих электростанций (ГЭС и ТЭЦ).

Таблица 2.10.1

Показатели

Единицы измерения

Отчетные значения

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление

млн. кВт·ч

21924,70

22881,80

23557,40

23610,90

23477,40

Выработка

млн. кВт·ч

28682,82

29619,78

31368,78

30937,09

33343,30

в том числе:

- ГЭС

млн. кВт·ч

5079,60

4011,09

4073,44

4463,10

4515,00

- ТЭС

млн. кВт·ч

23603,21

25608,69

27295,33

26473,99

28828,27

Передача мощности (сальдо-переток)

млн. кВт·ч

-6758,12

-6737,98

-7811,38

-7326,19

-9865,90

Число часов использования установленной мощности

часов в год

4690,00

4821,00

5027,00

4758,00

4906,31

- ГЭС

часов в год

3242,00

2555,00

2595,00

2843,00

2868,49

- ТЭС из них

часов в год

5189,00

5599,00

5845,00

5367,00

5520,54

Относительная (по значениям сальдо-перетоков в энергосистеме в текущем и предшествующем отчетном периоде) динамика изменения балансов электрической энергии в ЭЭС Пермского края приведена на рисунке 2.10.1.

Рис. 2.10.1

Потребность в мощности складывается из максимума нагрузки и сальдированной передачи мощности (в смежные энергосистемы). Динамика баланса мощности в ЭЭС Пермского края за пятилетний период представлена в таблице 2.10.2. Покрытие мощности обеспечивается действующими на территории Пермского края электростанциями (ГЭС и ТЭЦ).

Таблица 2.10.2

Показатели

Единицы измерения

Отчетные значения

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

1

2

3

4

5

6

7

ПОТРЕБНОСТЬ

Годовой максимум нагрузки

МВт

3538,00

3510,00

3511,00

3670,00

3526,00

ИТОГО потребность

МВт

3538,00

3510,00

3511,00

3670,00

3526,00

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность

МВт

6080,10

6146,50

6486,80

6501,00

6796,00

в том числе

МВт

ГЭС и ГАЭС

МВт

1567,00

1570,00

1570,00

1570,00

1585,00

ТЭС

МВт

4513,10

4576,50

4916,80

4931,00

5211,00

ИТОГО покрытие максимума нагрузки

МВт

6080,10

6146,50

6486,80

6501,00

6796,00

ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-)

МВт

+2542,10

+2636,50

+2975,80

+2831,00

+3270,00

Фактический резерв

МВт

2542,10

2636,50

2975,80

2831,00

3270,00

Примечание: данные по установленной мощности представлены на конец рассматриваемого года.

Сводные данные о резерве (избытке) электроэнергии и мощности в энергосистеме Пермского края приведены на рисунке 2.10.2.

Рис. 2.10.2

В течение 2009-2013 гг. энергосистема Пермского края обеспечивала энергоснабжение потребителей Пермского края без введения ограничений из-за недостатка мощности. Межсистемные перетоки из энергосистемы в связи с излишней выработкой электроэнергии составили: максимум (в 2013 г.) - 9865,90 млн. кВт·ч (29,5% от суммарной выработки) и минимум (в 2010 г.) - 6737,98 млн. кВт·ч (22,7% от суммарной выработки). Средняя за пятилетний период доля экспорта (передачи) электроэнергии в соседние регионы (Республика Удмуртия, Кировская и Свердловская области) составила порядка 24,9% (7700 млн. кВт·ч). Передача излишка мощности в среднем за пятилетний период составила 2851,08 МВт, или 44,45% от средней установленной мощности электростанций (в 2013 г. - 3270,00 МВт, или 48,12%).

2.11. Динамика основных показателей энерго-

и электроэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП,

электроемкость ВРП, потребление электроэнергии на душу

населения, электровооруженность труда в экономике)

Данные об изменении основных показателей, позволяющих оценить энергетическую эффективность ВРП, за последние пять лет.

Таблица 2.11.1

Значения основных показателей энерго-

и электроэффективности Пермского края за период

2009-2013 гг.

N п/п

Показатель

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

1

2

3

4

5

6

7

1

Энергоемкость ВРП, кг у.т./тыс. руб.

53,61

52,78

51,95

51,13

50,3

2

Электроемкость ВРП, кВт·ч/тыс. руб.

40,61

36,72

29,33

29,22

28,74

3

Потребление электроэнергии на душу населения, тыс. кВт·ч/чел. в год

8,11

8,66

8,95

8,97

8,91

4

Электровооруженность труда в экономике, тыс. кВт·ч на одного занятого в экономике

23,66

25,87

27,31

27,09

26,66

Динамика изменений основных показателей энерго- и электроэффективности Пермского края представлена на рисунках 2.11.1-2.11.4.

Рис. 2.11.1. Динамика изменения энергоемкости ВРП

Рис. 2.11.2. Динамика изменения электроемкости ВРП

Рис. 2.11.3. Динамика изменения электровооруженности труда

Рис. 2.11.4. Динамика изменения потребления энергии

на душу населения

В 2009 году спад отпуска электрической энергии вызван экономическим кризисом промышленного производства, что соответствует максимальным величинам энергоемкости и электроемкости ВРП за пятилетний период. При этом относительно 2009 года энергоемкость ВРП снизилась к 2013 году на 6,17% (с 53,61 кг у.т./тыс. руб. до 50,30 кг у.т./тыс. руб.), а электроемкость - на 29,25% (с 40,61 кВт·ч/тыс. руб. до 28,74 кВт·ч/тыс. руб.).

Снижение показателей произошло с ростом загрузки простаивавших, недогруженных (свободных) мощностей, а также проведением первичных энергосберегающих мероприятий, предусмотренных региональной и муниципальными программами энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

2.12. Основные характеристики электросетевого хозяйства

Пермского края напряжением 110 кВ и выше

В электроэнергетический комплекс края входит 359 линий электропередачи и 185 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 12320,4 МВА класса напряжения 110-500 кВ.

Информация об объектах электросетевого хозяйства Пермского ПМЭС представлена в таблицах 2.12.1 и 2.12.2 для трансформаторных подстанций и линий электропередач соответственно.

Таблица 2.12.1

Наименование подстанции

Место расположения

Номинальное напряжение, кВ ВН/СН/НН1/НН2

Тип, количество и мощность трансформаторов, МВА

1

2

3

4

ПС 110 кВ "Троицкая"

Усольский район, д. Троицк

110/10

Т 2x2,5

ПС 220 кВ "Апрельская"

Нытвенский район, г. Нытва

220/110/10

АТ 1x125

ПС 220 кВ "Бумажная"

г. Соликамск

220/110/35/10

АТ 2x200

ПС 220 кВ "Владимирская"

Пермский район, д. Няшино

220/110/10

АТ 2x200

ПС 220 кВ "Горная"

г. Губаха, пос. Углеуральский

220/110/10

АТ 1x120; 1x125

ПС 220 кВ "Ирень"

г. Кунгур

220/110/35/10

АТ 2x200

ПС 220 кВ "Искра"

г. Добрянка

220/110/10

АТ 2x125

ПС 220 кВ "Калийная"

г. Березники, район Заполья

220/110/10

АТ 2x125

ПС 220 кВ "Каучук"

г. Чайковский

220/110/10

АТ 2x63

ПС 220 кВ "Светлая"

Осинский район, пос. Светлый

220/110/6

АТ 2x125

ПС 220 кВ "Соболи"

Пермский район

220/110/10

АТ 2x250

ПС 220 кВ "Титан"

г. Березники

220/110/10

АТ 2x200

ПС 220 кВ "Химкомплекс"

г. Пермь

220/110/10

АТ 2x125

ПС 220 кВ "Цемент"

г. Горнозаводск

220/110/10

АТ 2x125

ПС 220 кВ "Эмаль"

г. Лысьва

220/110/6

АТ 2x125

ПС 500 кВ "Калино"

Чусовской район, пос. Лямино

500/220/110/10

АТ 2x125;

АТГЗ 2x501

ПС 500 кВ "Северная"

Усольский район

500/220/15

АТГ 2x801

Таблица 2.12.2

ЛЭП электросетевого хозяйства Пермского ПМЭС

Воздушные линии 500 кВ

Калино - Тагил

175,5 км; 1 цепь

Буйская - Калино

297,4 км; 1 цепь

ПГРЭС - Калино 1, 2

97,4 км; 1 цепь

ПГРЭС - Северная

119,9 км; 1 цепь

Северная - БАЗ

200 км; 1 цепь

Воздушные линии 220 кВ

Яйвинская ГРЭС - Калино 1, 2

291,6 км; 2 цепи

Калино - Цемент

45,63 км; 1 цепь

Калино - Эмаль 1, 2

47,36 км; 2 цепи

Камская ГЭС - Калино

98,8 км; 1 цепь

Северная - Яйвинская ГРЭС 1, 2, 3, 4

57,51 км; 4 цепи

Титан - Северная

14,3 км; 1 цепь

Северин - Калийная 1, 2

21,0 км; 2 цепи

Северная - Бумажная

46,6 км; 1 цепь

Камская ГЭС - Апрельская 1 цепь

70,9 км; 1 цепь

Яйвинская ГРЭС - Бумажная

57,3 км; 1 цепь

Соболи - Владимировская

2,27 км; 1 цепь

Камская ГЭС - Владимирская 1 цепь

30,5 км; 1 цепь

Пермская ГРЭС - Владимирская 1, 2

207,2 км; 2 цепи

Владимирская - Ирень 1, 2

171,1 км; 2 цепи

Владимирская - Химкомплекс 1, 2

26,8 км; 2 цепи

Ирень - Партизанская

143,6 км; 1 цепь

Красноуфимская - Ирень

130,2 км; 1 цепь

Пермская ГРЭС - Соболи 1, 2

212,3 км; 2 цепи

Каучук - Кама

39,4 км; 1 цепь

Каучук - Металлург

59,3 км; 1 цепь

Камская ГЭС - Соболи

31,94 км; 1 цепь

Титан - Яйвинская ГРЭС

27,0 км; 1 цепь

Цемент - Качканар

85,5 км; 1 цепь

Воздушные линии 110 кВ

Камская ГЭС - Апрельская 2 цепь

70,68 км; 1 цепь

В таблице 2.12.3 представлены данные сроков эксплуатации воздушных линий электропередач Пермского ПМЭС.

Таблица 2.12.3

Сроки эксплуатации ВЛ

Количество ВЛ

до 25 лет

2 ВЛ 500 кВ; 7 ВЛ 220 кВ

25-30 лет

1 ВЛ 500кВ; 6 ВЛ 220 кВ

31-40 лет

3 ВЛ 500 кВ; 4 ВЛ 220 кВ

41-50 лет

2 ВЛ 500 кВ; 8 ВЛ 220 кВ

более 50 лет

1 ВЛ 500 кВ; 8 ВЛ 220 кВ

На территории Пермского края расположено более 4128 км (с учетом протяженностей цепей) электрических сетей ОАО "ФСК ЕЭС", в том числе:

ВЛ 500 кВ - 989,5 км;

ВЛ 220 кВ - 3068 км;

ВЛ 110 кВ - 70,7 км.

Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" осуществляет передачу электрической энергии по распределительным сетям 0,4-110 кВ. В состав филиала входит 8 производственных отделений:

Березниковские электрические сети (г. Березники);

Кунгурские электрические сети (г. Кунгур);

Очерские электрические сети (г. Очер);

Пермские городские электрические сети (г. Пермь);

Северные электрические сети (г. Кудымкар);

Центральные электрические сети (г. Пермь);

Чайковские электрические сети (г. Чайковский);

Чусовские электрические сети (г. Чусовой).

Всего в эксплуатации филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" по состоянию на 1 января 2013 г. находилось 354 подстанции напряжением 35 и 110 кВ суммарной мощностью 7782 МВА, 11482 трансформаторные подстанции и распределительных пункта 20-6/0,4 кВ с общей установленной мощностью более 3166 МВА. Суммарная протяженность линий электропередач, выполненных на напряжение от 0,4 кВ до 110 кВ, составляет 42519 км. Суммарная протяженность кабельных линий на напряжение 0,4 кВ до 110 кВ составляет 2538 км.

Электросетевое хозяйство филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" на напряжение 35, 110 кВ представлено:

ВЛ 35 и 110 кВ - 11761 км (протяженность по цепям);

КЛ 35 и 110 кВ - 109 км;

172 подстанции суммарной установленной мощностью 6021,7 МВА на напряжение 110 кВ и 182 подстанции суммарной установленной мощностью 1760,9 МВА на напряжение 35 кВ.

На территории Пермского края есть электрические сети иных собственников общей протяженностью около 14230 км, включая 151 электрическую подстанцию напряжением 110 кВ (потребительские подстанции) суммарной установленной мощностью 3483 МВА.

Поименные вводы новых объектов напряжением свыше 35 кВ за последние 5 лет с разбивкой по классам напряжений и по принадлежности к компаниям представлены в таблице 2.12.4.

Таблица 2.12.4

N п/п

Класс напряжения

Наименование объекта

Принадлежность к компании

Год ввода

Протяженность/мощность (км/МВА)

1

2

3

4

5

6

1

110 кВ

ВЛ 110 кВ "Соболи - Пермь"

Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго"

2009

2 цепи; 2 км

2

ВЛ 110 кВ "Соболи - ТЭЦ-6"

2009

2 цепи; 6 км

3

ВЛ 110 кВ "Соболи - Данилиха"

2009

2 цепи; 6 км

4

ПС 110/35/6 кВ "Ива"

2011

2x25 МВА

5

ВКЛ-110 кВ до ПС "Ива"

2011

2 цепи; 1 км

6

ПС 110/35/6 кВ "Плеханова"

2011

2x25 МВА

7

ПС 110/35/6 кВ "Пальники"

2012

2x40 МВА

8

ВЛ 110 кВ до "Пальники"

2012

2 цепи; 0,4 км

9

ПС 110/10/6 кВ "Заостровка"

2013

2x25 МВА

10

Заходы ВКЛ 110 кВ к ПС "Заостровка"

2013

12 км

11

220 кВ

ПС 220 кВ "Соболи"

ОАО "ФСК ЕЭС"

2009

2х250 МВА

12

ВЛ 220 кВ Северная - Космос

2010

2 цепи; 16,7 км

13

КВЛ 220 кВ Яйва - Северная 3, 4

2011

2 цепи; 15 км

14

ВЛ 220 кВ Пермская ГРЭС - "Соболи"

2011

2 цепи; 110 км

15

УКРМ 220 кВ ПС "Соболи"

2012

179,6 Мвар

16

500 кВ

ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ

2013

200 км; 1 цепь

2.13. Основные внешние связи энергосистемы Пермского края

Объединенная энергетическая система Урала располагается на территории Уральского и Приволжского федеральных округов и 11 субъектов Российской Федерации: республик Башкортостан и Удмуртия, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов, Кировской, Курганской, Оренбургской, Свердловской, Тюменской, Челябинской областей и Пермского края.

В 2013 году электростанциями Пермского края было произведено 33343,3 млн. кВт·ч электрической энергии (108% относительно производства в 2012 г.), из которых 9853,6 млн. кВт·ч (29,5% сгенерированной в 2013 г.) отпущено в соседние регионы - Республику Удмуртия, Республику Башкортостан, Кировскую и Свердловскую области.

Внешние связи ЭЭС Пермского края с граничащими субъектами Российской Федерации выполнены воздушными линиями электропередач на напряжение 110, 220 и 500 кВ. Основные внешние связи энергосистемы Пермского края представлены в таблице 2.13.1.

Таблица 2.13.1

N п/п

Класс напряжения

Наименование объекта

Протяженность <*>, км

1

2

3

4

Кировская область

1

500 кВ

Воткинская ГЭС - Вятка

345 км; 1 цепь

Республика Удмуртия

1

220 кВ

Каучук - Кама

52,9 км; 1 цепь

2

Воткинская ГЭС - Ижевск

56,8 км; 2 цепи

3

Каучук - Металлург

59,3 км; 1 цепь

4

110 кВ

Кузьма - Зюкай

47,9 км; 1 цепь

5

Кузьма - Верещагино

44,2 км; 1 цепь

6

Сива - Черновская

23,8 км; 1 цепь

7

Сива - Ножовка

0 км; 2 цепи

8

Воткинская ГЭС - Водозабор 1, 2

17,2 км; 2 цепи

9

Березовка - Камбарка

35,7 км; 1 цепь

10

Дубовая - Камбарка

43,7 км; 1 цепь

11

Чайковская ТЭЦ - Сарапул

46,9 км; 1 цепь

12

Каучук - Сарапул

41,4 км; 1 цепь

Республика Башкортостан

1

500 кВ

Калино - Буйская

297,4 км; 1 цепь

2

Воткинская ГЭС - Кармановская ГРЭС

57,6 км; 1 цепь

3

110 кВ

Янаул - Чернушка

84,2 км; 2 цепи

4

Сандугач - Гондырь

17,8 км; 1 цепь

5

110 кВ

Татышлы - Чернушка

31,7 км; 2 цепи

6

Буйская - Гожан

25,5 км; 2 цепи

Свердловская область

1

500 кВ

Тагил - Калино

175,5 км; 1 цепь

2

Воткинская ГЭС - Емелино

203,4 км; 1 цепь

3

Северная - БАЗ

200 км; 1 цепь

4

220 кВ

Ирень - Партизанская

143,4 км; 1 цепь

5

Красноуфимская - Ирень

130 км; 1 цепь

6

Цемент - Качканар

85,5 км; 1 цепь

7

110 кВ

Европейская - Чекмень

26,7 км; 1 цепь

8

Промысла - Качканар

28,4 км; 1 цепь

9

Глухарь - Шамары

0 км; 1 цепь

10

Глухарь - Платоново

0 км; 1 цепь

11

Красноуфимск - Романовка

12,8 км; 2 цепи

--------------------------------

Примечание: данные представлены для протяженности ВЛ на территории Пермского края.

Блок-схема внешних электрических связей с энергосистемами граничащих субъектов Российской Федерации представлена на рисунке 2.13.1.

┌────────────────────┐                               ┌────────────────────┐

│   ЭЭС Кировской    │                               │  ЭЭС Свердловской  │

│       области      ├──\                         /──┤       области      │

└────────────────────┘   \                       /   └────────────────────┘

     1 ВЛ 500 кВ          \                     /         3 ВЛ 500 кВ

                           \                   /          3 ВЛ 220 кВ

                          ┌────────────────────┐          5 ВЛ 110 кВ

                          │                    │

                          │ ЭЭС Пермского края │

                          │                    │

                          └────────────────────┘

                           /                   \

                          /                     \

┌────────────────────┐   /                       \   ┌────────────────────┐

│   ЭЭС Республики   ├──/                         \──┤   ЭЭС Республики   │

│      Удмуртия      │                               │    Башкортостан    │

└────────────────────┘                               └────────────────────┘

     3 ВЛ 220 кВ                                          2 ВЛ 500 кВ

     9 ВЛ 110 кВ                                          4 ВЛ 110 кВ

Рис. 2.13.1

2.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций

и котельных на территории Пермского края за последний

отчетный год

В настоящее время все тепловые электростанции Пермского края переведены на газ как основной вид топлива. Объемы потребления газа по годам изменяются пропорционально количеству вырабатываемой тепловой и электрической энергии. В связи с вводом в перспективе высокоэффективного оборудования на основе парогазовых установок к 2017 году прирост потребляемого газа будет происходить на 4-5% медленнее, чем прирост вырабатываемой тепловой и электрической энергии.

Поставщиками природного (сетевого) газа для потребителей Пермского края являются ОАО "Газпром", ОАО "НОВАТЭК", ОАО "Сибур", ТНК-ВР. Попутный нефтяной газ поставляется ОАО "ЛУКОЙЛ".

Топливный баланс Пермского края ориентирован (в части объемов) на привозной (по газопроводам) газ и добываемую в регионе нефть.

На территории края добывается (производится) около 5% потребляемого объема газа и практически 100% дров на отопление. Объем потребляемой нефти, в том числе на производственные нужды, составляет около 85% от объемов добычи. Каменный уголь - привозной.

В таблице 2.14.1 представлена структура топливного баланса электростанций Пермского края.

Таблица 2.14.1

Годы

2009 г.

2010 г.

2011 г.

2012 г.

1

2

3

4

5

Расход условного топлива (у.т.)

На отпущенную электрическую энергию, тыс. т у.т.

7355,3

7878,8

7913,6

8071,2

На отпущенную тепловую энергию, тыс. т у.т.

2482,5

2153,4

2447,6

2611,4

Удельный расход условного топлива

На отпущенную электрическую энергию, кг/кВт·ч

272,0

319,4

284,1

274,0

На отпущенную тепловую энергию, кг/Гкал

154,3

153,1

155,5

174,0

Всего условного топлива, тыс. т

9837,8

10032,3

10361,2

10682,5

В том числе:

Газ естественный

9158,4

9921,1

10337,5

10560,6

Нефтетопливо

Всего

6,702

2,730

4,859

13,452

в том числе топочный мазут

6,696

2,553

4,859

13,445

Уголь

Всего

129,823

108,437

108,857

108,466

в том числе каменный

129,823

108,437

108,857

108,466

Суммарный объем потребления топлив помимо природного газа составляет менее 1% в балансе.

Расход электроэнергии на собственные нужды и расход условного топлива на электростанциях за 2012 г. в разрезе электростанций общего пользования и аналогичных показателей с учетом станций промышленных предприятий представлен в таблице 2.14.2.

Таблица 2.14.2

Составляющая баланса

Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций, тыс. кВт ч

Расход условного топлива, т у.т.

Всего

в том числе на производство (отпуск)

Всего

в том числе на производство (отпуск)

электроэнергии

теплоэнергии

электроэнергии

теплоэнергии

1

2

3

4

5

6

7

Всего

1575271

1167937

407334

10332682

7948151

2384531

Тепловые электростанции

1549429

1142095

407334

10332682

7948151

2384531

Гидроэлектростанции

25842

25842

-

-

-

-

Электростанции общего пользования

1547959

1162084

385875

10032270

7878816

2153454

Тепловые электростанции общего пользования

1522117

1136242

385875

10032270

7878816

2153454

Гидроэлектростанции общего пользования

25842

25842

-

-

-

-

Станции промышленных предприятий

27312

5853

21459

300412

69335

231077

Динамика изменения удельного расхода условного топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию в разрезе относительного прироста по годам представлена на рисунке 2.14.1.

Рис. 2.14.1

Снижение удельного расхода топлива на производство электрической энергии происходит за счет внедрения современного генерирующего оборудования, работающего по парогазовому циклу. Повышенные затраты топлива на выработку электрической энергии в 2010 г. являются следствием неблагоприятной гидрологической ситуации. Увеличение затрат топлива на выработку тепловой энергии обусловлено снижением загрузки тепловых станций по генерации электрической энергии при увеличении выработки электрической энергии на ГЭС.

Потребность в топливе в разрезе генерирующих компаний и электростанций за 2013 г. представлена в таблице 2.14.3.

Таблица 2.14.3

Электростанция

млн. куб. м

"Э.ОН" "Яйвинская ГРЭС"

Газ природный

1233,99

Газ попутный нефтяной

138,09

ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" "Пермская ГРЭС"

Газ природный

4083,75

ОАО "ТГК-9" Березниковская ТЭЦ-2

Газ природный

211,19

ОАО "ТГК-9" Березниковская ТЭЦ-4

Газ природный

193,32

ОАО "ТГК-9" Закамская ТЭЦ-5

Газ природный

182,62

ОАО "ТГК-9" Пермская ТЭЦ-6 и ЛВК-3

Газ природный

567,01

ОАО "ТГК-9" Пермская ТЭЦ-9

Газ природный

1020,27

ОАО "ТГК-9" Березниковская ТЭЦ-10

Газ природный

66,24

ОАО "ТГК-9" Пермская ТЭЦ-13 и ВК-20

Газ природный

100,57

ОАО "ТГК-9" Пермская ТЭЦ-14

Газ природный

568,72

ОАО "ТГК-9" Чайковская ТЭЦ-18

Газ природный

274,13

III. Особенности и проблемы текущего состояния

электроэнергетики на территории Пермского края

Энергетический комплекс Пермского края входит в число наиболее крупных и развитых в России. Суммарная установленная мощность генерирующего оборудования электростанций края на 1 января 2014 г. составляет 6796 МВт (2,9% от общероссийской). Энергосистема Пермского края в целом является энергоизбыточной.

В 2013 году на территории Пермского края было выработано 33,4 млрд. кВт·ч электрической энергии, из которых 29% было передано в соседние регионы. Потребление электрической энергии составило 23,5 млрд. кВт·ч.

Энергетический комплекс края характеризуется достаточно высоким уровнем износа электрических мощностей, что требует значительных инвестиционных вложений. К тому же в регионе свыше 2800 населенных пунктов с населением менее 200 человек, поэтому общая протяженность электрических сетей на территории края составляет более 60 тыс. км. Основными узлами энергопотребления являются: Пермско-Закамский (максимум потребления в 2012 году - 1766 МВт), Березниковско-Соликамский и Кизеловско-Чусовской (1146 МВт).

3.1. Оценка балансовой ситуации и наличия "узких мест"

Связь Пермско-Закамского энергорайона с ОЭС Урала осуществляется через 1АТ 500/220 кВ Пермской ГРЭС и ВЛ 220 кВ Калино - Камская ГЭС, Владимирская - Ирень ц. 1, 2. Дефицит узла покрывается за счет загрузки энергоблока N 1 Пермской ГРЭС. Состав контролируемого сечения 4 (далее - КС-4): 1АТ и блок N 1 ПГРЭС, ВЛ 220 кВ КамГЭС - Калино, Владимирская - Ирень ц. 1, 2.

Проведение ремонтов генерирующего и электросетевого оборудования возможно при выполнении определенных условий:

- 1(2)СШ-220 кВ ПГРЭС, 1АТ 500/220 кВ ПГРЭС, Б-1 ПГРЭС: при необходимости проведения ремонта в режиме зимних нагрузок требуется максимальный состав генерирующего оборудования электростанций, обеспеченность гидроресурсами КамГЭС, включение в работу автоматики отключения нагрузки Пермско-Закамского узла (автоматика выполнена без контроля предшествующего режима); при проведении ремонта в летний период требуется максимальный состав генерирующего оборудования электростанций. В режиме экономии гидроресурсов Камской ГЭС - включение в работу автоматики отключения нагрузки Пермско-Закамского узла (автоматика выполнена без контроля предшествующего режима).

Березниковско-Соликамский узел - один из наиболее значимых в Пермском крае. Площадь района БСУ составляет 52,3 тыс. кв. км, на которой проживает порядка 380 тыс. человек. В 2013 году максимальная электрическая нагрузка в целом по узлу составила 1168 МВт.

Связь Березниковско-Соликамского и Кизеловско-Чусовского энергетических узлов с ОЭС Урала осуществляется по ВЛ 500 кВ Пермская ГРЭС - Северная, ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ, ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Калино ц. 1, 2, ВЛ 110 кВ Калино - Чусовая ц. 1, 2, Чусовая - Цемент ц. 2. КС N 3 в составе ВЛ 500 кВ ПГРЭС - Северная, ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ и ВЛ 220 кВ Яйва - Калино ц. 1, 2 в зависимости от состава включенного генерирующего и сетевого оборудования защищается автоматикой предотвращения нарушения устойчивости (далее - АПНУ БСУ) на ПС Калино.

По данным выполненного прогноза, к 2018 году электрическая нагрузка вырастет с текущих 1168 МВт до 1366 МВт (к 2019 г. - до 1406 МВт). Увеличение связано с развитием расположенных в узле крупных промышленных предприятий - ОАО "Уралкалий", ОАО "Соликамскбумпром", а также появлением новых потребителей - ООО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат" и ЗАО "Верхнекамская калийная компания". При этом генерация мощности в рассматриваемых узлах с учетом вывода из эксплуатации БТЭЦ-2, БТЭЦ-4, БТЭЦ-10 составит 1259,6 МВт. Однако образующийся при этом дефицит в размере 106,4 МВт будет своевременно покрыт вводом Новоберезниковской ТЭЦ мощностью 230 МВт. В целом при выполнении ввода электросетевых объектов в срок с точки зрения балансовой ситуации БСУ и КЧУ "узкими местами" не являются.

3.1.1. Оценка балансовой ситуации и "узких мест",

связанная с наличием отдельных частей энергосистемы,

в которых имеются ограничения технологического присоединения

потребителей к электрической сети, с указанием

ограничивающих элементов

Возможность технологического присоединения потребителей к Пермско-Закамскому энергетическому узлу ограничена пропускной способностью сети в сечении КС-4.

Для обеспечения возможности технологического присоединения в указанном узле требуется усиление сети 500-220 кВ КС-4.

Ввод генерирующих мощностей Новоберезниковской ТЭЦ проводится в рамках замещения выбывающих мощностей Березниковских ТЭЦ-2, ТЭЦ-4, ТЭЦ-10. При этом возникает проблема снабжения тепловой энергией в остром паре крупных предприятий, таких как филиал "Ависма" ОАО "Корпорация "ВСМПО-АВИСМА" и филиал "Азот" ОАО "ОХК "Уралхим".

3.1.2. Оценка балансовой ситуации и "узких мест",

связанная с недостатком пропускной способности электрических

сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности

в необходимых объемах, с указанием ограничивающих элементов

Строительство 4 энергоблока Пермской ГРЭС при выведении в ремонт блока N 1 Пермской ГРЭС в режиме зимнего максимума и аварийном отключении АТ 500/220 ПГРЭС перегружается ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино до 106% (1027 А). С целью приведения параметров режима ЭЭС к допустимым величинам необходим ввод ограничения генерации энергоблока ПГРЭС в размере 23 МВт.

3.1.3. Оценка балансовой ситуации и "узких мест", связанная

с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней

напряжения (в том числе недостаточными возможностями

по регулированию уровней напряжения)

Транзит 110 кВ Оверята - Зюкай - Кузьма - Балезино характеризуется большой протяженностью, значительными нагрузками (в основном ОАО "РЖД"), отсутствием источников активной и реактивной мощности, что ведет к следующим дефицитам мощности: при отключении одной цепи ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская (Оверята - Сюзьва) в период зимних максимальных нагрузок на этапе 2014 г. уровень напряжения на шинах 110 кВ ПС Северный Коммунар снижается до значения 86,2 кВ, шинах 110 кВ ПС Зюкай - 89,9 кВ, на шинах 110 кВ ПС Григорьевская - 93,5 кВ. С целью приведения напряжений в допустимые пределы необходим ввод ГАО в размере 21 МВт.

В перспективе увеличения нагрузок за период 2015-2016 годов (в соответствии с заявкой ООО "СВИСС КРОНО РУС" на подключение нагрузки 45 МВт отпайками к ВЛ 220 кВ КамГЭС - Апрельская 220 ц. 1 и ВЛ 110 кВ КамГЭС - Апрельская ц. 2) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ КамГЭС - Апрельская ц. 2 при отключении автотрансформатора АТ КамГЭС 220/110 кВ на шинах 220 кВ ПС Апрельская уровень напряжения снижается до значения 202,4 кВ.

IV. Основные направления развития электроэнергетики

Пермского края

В последние годы в крае собственное потребление составляет до 70% от ее производства. При этом до 30% от общего количества произведенной электроэнергии экспортируется в ближайшие соседние субъекты РФ, то есть Пермский край является энергоизбыточным регионом, обеспечивающим электроэнергией не только нужды собственных производственных мощностей и социально-хозяйственную инфраструктуру, но и прочих участников Объединенной энергетической системы Урала. При прогнозируемом росте спроса на электроэнергию в ближайшие годы будет возрастать и востребованность пермской энергетики.

Износ электрических сетей на территории Пермского края составляет 66%, что существенно ограничивает возможности дальнейшего развития. Значительная часть энергогенерирующих мощностей была введена в середине прошлого столетия (Яйвинская ГРЭС введена в эксплуатацию в 1963 г., турбинные агрегаты Камской ГЭС запущены в 1954-1955 гг.). Такая ситуация объясняет наличие довольно высокого значения установленных мощностей и малой величины располагаемых мощностей. Особенностью краевой энергетики является монотопливность: 95% потребляемого для выработки электроэнергии топлива составляет природный газ, 4% - сухой газ нефтеперерабатывающих предприятий. Незначительные доли приходятся на пылеугольную смесь и мазут. В такой ситуации энергогенерирующие предприятия ставятся в прямую зависимость от объемов предоставляемых лимитов и тарифов на лимитный и сверхлимитный газ, что также является ограничением для развития отрасли. В отчетном 2013 г. наблюдалась тенденция замедленного роста цен на угольное топливо (относительно цен на природный газ).

Таким образом, выделены следующие характерные особенности электроэнергетической отрасли Пермского края:

Положительные аспекты:

Пермский край является энергодостаточным регионом и производит электроэнергии больше, чем потребляет;

обеспеченность электроэнергетики ресурсами достаточная;

развитие электроэнергетики позволяет достаточно динамично развиваться другим отраслям.

Отрицательные аспекты:

геологически обусловленная исчерпаемость основного используемого энергоресурса - газа, рост цен на газ, при этом имеет место недостаточный потенциал для работы тепловых электростанций на альтернативном топливе;

высокая степень износа оборудования и ЛЭП, риск возникновения дефицита в Пермско-Закамском узле в связи с ростом энергопотребления и концентрацией крупных потребителей;

низкие масштабы практического применения возобновляемых источников электроэнергии и объема научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ в области использования ВИЭ.

Для повышения конкурентоспособности электроэнергетической отрасли Пермского края необходимо работать над устранением отрицательных аспектов. Необходимо решение проблемы эффективного использования невозобновляемых энергоресурсов при их высокой стоимости, изыскание возможностей для работы тепловых электростанций на альтернативном топливе, преодоление негативных тенденций высокой изношенности оборудования и низкой эффективности ремонтных мероприятий.

Развитие электроэнергетического комплекса края целесообразно в следующих направлениях:

модернизация систем теплоснабжения муниципальных образований путем перевода котельных в режим комбинированной выработки тепловой и электрической энергии (рассматривается Правительством Пермского края как важное направление повышения эффективности коммунальной энергетики в долгосрочной перспективе);

снижение потерь при передаче тепловой энергии;

повышение энергетической эффективности теплосетевого хозяйства;

перевод открытых схем горячего водоснабжения на закрытые схемы присоединения;

внедрение оборудования комбинированной выработки тепловой и электрической энергии взамен выработавшего свой срок службы теплового;

сокращение количества "узких мест", ограничивающих режимы работы энергосистемы края, и повышение надежности электроснабжения потребителей;

внедрение современных технологий получения электрической энергии на тепловых электростанциях за счет применения парогазовой технологии. Имеется положительный опыт внедрения и эксплуатации на территории края;

использование подходов распределенной генерации электрической и тепловой энергии.

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Пермского края

(с учетом Программы социально-экономического развития

Пермского края)

Основной целью развития электроэнергетики Пермского края является повышение эффективности энергетического комплекса края при безусловном обеспечении энергетической безопасности Пермского края и поддержании надлежащего уровня его энергообеспеченности на перспективу.

Для достижения указанной цели необходимо решить следующие задачи:

обеспечить возможность передачи мощности от существующих и вновь строящихся источников генерации к потребителям. Выработать меры по снижению вероятности введения ограничений потребления электрической энергии и мощности;

ликвидировать существующие "узкие места" и ограничения на технологическое подключение потребителей к электрическим сетям на территории Пермского края;

скоординировать планы развития мощностей энергетических компаний региона и крупных потребителей, создающих свою генерацию и электрические сети, как единого электроэнергетического комплекса, обеспечивающего поступательное социально-экономическое развитие Пермского края;

сформировать единый центр ответственности за предоставление сертифицированной услуги по передаче электрической энергии на территории электросетевого пространства Пермского края на основе интеграции бесхозных, муниципальных и ведомственных сетей с сетями филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго";

определить пути по повышению степени энергетической независимости Пермского края путем диверсификации структуры отраслевого топливно-энергетического баланса;

повысить эффективность региональной электроэнергетики за счет применения современных технологий и оборудования, в том числе за счет развития малой и альтернативной энергетики, использования возобновляемых первичных энергоносителей;

реконструировать и модернизировать централизованные системы теплоснабжения крупных населенных пунктов. Развивать теплоснабжение на основе современных технологий (комбинированная выработка тепловой и электрической энергии, автоматизированные системы управления качеством теплоснабжения);

экономически эффективно использовать местные источники топливно-энергетических ресурсов;

преодолеть старение основных фондов энергетики.

Выполнение вышеуказанных условий возможно в рамках долгосрочной целевой программы "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Пермского края на 2013-2020 годы", которая в числе прочих планируемых мероприятий предусматривает следующие пункты:

снижение энергоемкости валового регионального продукта не менее 40% к 2020 году;

оснащение приборами учета потребления энергоресурсов 100% государственных (муниципальных) учреждений.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности

на пятилетний период (с разбивкой по годам) с выделением

наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов

На основании ретроспективных и перспективных данных о потреблении электрической энергии и мощности произведена оценка электроэнергетической ситуации в Пермском крае на 2014-2018 гг.

Приводятся различные варианты прогнозных сценариев:

инерционный ;

базовый ;

приближенный (комплексный прогноз - ).

4.2.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности, разрабатываемый ОАО "Системный оператор ЕЭС"

Прогноз потребления электрической энергии и мощности по Пермскому краю на 2014-2018 годы, разрабатываемый ОАО "Системный оператор ЕЭС", представлен в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1

Показатель

Факт

Прогноз потребления ЭЭ, млн. кВт ч

Среднегодовой прирост за 2014-2018 гг.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

Потребление ЭЭ в энергетической системе (ЭС) Пермского края

23477,40

24613,00

25126,00

25626,00

26601,00

27702,00

-

Годовой темп роста потребления ЭЭ, %

-

4,84

2,08

1,99

3,80

4,14

3,37

Прогноз мощности, МВт

Мощность ЭС Пермского края

3526,00

3829,00

3871,00

3954,00

4129,00

4220,00

-

Годовой темп роста мощности, %

-

8,59

1,10

2,14

4,43

2,20

3,69

4.2.2. Прогноз потребления электроэнергии, предоставляемый органами исполнительной власти Пермского края (не являющийся обязательным), представлен в таблице 4.2.2.

Таблица 4.2.2

Наименование предприятия

Электропотребление, млн. кВт·ч

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

Машиностроение и металлообработка

Группа предприятий "Пермский моторостроительный комплекс". Предприятия комплекса находятся под управлением ОАО "Объединенная двигателестроительная корпорация" и ОАО "Вертолеты России" корпорации ОАО "ОПК "Оборонпром"

ОАО "Авиадвигатель".

Инвестиционный проект:

12,21

12,30

13,00

13,40

13,50

Реконструкция сборочного испытательного производства (окончание - 2017 г.)

ОАО "Редуктор - ПМ".

Инвестиционный проект:

17,40

17,82

17,10

17,62

18,14

Строительство комплекса испытательных стендов (2014-2016 гг.)

ОАО "Пермские моторы"

105,20

105,20

105,20

105,20

105,20

ЗАО "Железнодорожник - ПМ"

0,12

0,12

0,12

0,12

0,12

ООО "Искра-Турбогаз"

2,43

2,43

2,43

2,43

2,43

ОАО "НПО "Искра"

19,60

19,70

20,00

20,10

20,10

ОАО "Мотовилихинские заводы"

271,80

271,80

314,40

357,50

357,50

ОАО "Морион"

9,65

12,00

13,00

13,00

13,00

ОАО "Пермская научно-производственная приборостроительная компания"

24,00

25,00

26,00

27,00

28,00

ОАО "Пермский завод "Машиностроитель".

Материнская компания ОАО "ВПК "НПО машиностроения"

40,80

41,70

42,00

43,50

44,30

ОАО "Пермский мотовозоремонтный завод "Ремпутьмаш".

Материнская компания ОАО "РЖД"

6,90

6,80

6,80

6,80

6,80

ООО "Электротяжмаш-Привод"

36,00

37,00

37,00

37,00

37,00

ОАО "Кунгурский машиностроительный завод"

18,50

19,00

21,50

22,30

23,80

ОАО "СТАР"

44,80

44,80

44,80

44,80

44,80

Металлургия

ОАО "Чусовской металлургический завод".

Материнская компания ЗАО "ОМК".

Обоснование изменения потребления:

103,30

140,00

320,00

620,00

870,00

Запуск ферросплавного производства (I кв. 2016 г.).

Вариант схемы подключения не определен

ОАО "Губахинский кокс" (Губахинский коксохимический завод).

Материнская компания ЗАО "Стройсервис"

34,60

52,08

52,08

52,08

52,08

ОАО "АК Лысьвенский металлургический завод"

22,70

23,80

25,00

26,30

27,60

ОАО "Соликамский магниевый завод"

460,00

460,00

460,00

460,00

460,00

Химическая и нефтехимическая промышленность

ЗАО "Сибур-Химпром".

Материнская компания ОАО "Сибур Холдинг".

Инвестиционный проект:

380,00

380,00

401,70

410,00

410,00

Реконструкция и расширение производства стирольной цепочки (окончание - 2017 г.)

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь".

Материнская компания ОАО "ЛУКОЙЛ".

Обоснование изменения потребления:

1202,60

1224,80

1235,70

1085,60

1071,90

Реконструкция подстанций

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" (ПНОС).

Материнская компания ОАО "ЛУКОЙЛ".

Обоснование изменения потребления:

852,60

1129,70

1129,70

1129,70

1129,70

Ввод новых мощностей (2014-2015 гг.)

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка".

Материнская компания ОАО "ЛУКОЙЛ"

195,20

195,50

195,20

192,80

191,00

ОАО "Минеральные удобрения".

Материнская компания ОАО "Уралхим"

112,00

106,00

112,00

106,00

112,00

ОАО "ГалоПолимер Пермь"

137,60

137,60

137,60

137,60

137,60

ОАО "Сорбент"

13,00

12,60

12,20

12,20

12,20

ОАО "Хенкель-Пемос".

Материнская компания "Хенкель"

29,84

30,14

30,14

30,14

30,14

ОАО "Камтэкс-Химпром".

Обоснование изменения потребления:

70,00

70,00

70,00

70,00

70,00

Реконструкция, расширение производства

ФКП "Пермский пороховой завод"

72,30

72,30

72,30

72,30

72,30

Химическая и нефтехимическая промышленность

ОАО "Уралкалий".

Обоснование изменения потребления:

1840,00

1840,00

1840,00

2080,00

1840,00

Ввод новых мощностей, строительство (2017-2025 гг.)

ПС Строгановская (2x125 МВА); ПС Лога (2x125 МВА)

ОАО "Азот".

Материнская компания ОАО "Уралхим"

449,77

450,00

457,00

457,00

457,00

ОАО "Метафракс"

179,00

190,00

190,00

190,00

190,00

ООО "ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ ЧАЙКОВСКИЙ".

Материнская компания ОАО "Газпром"

234,00

234,00

236,00

238,00

236,00

ОАО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат".

Обоснование изменения потребления:

-

312,00

312,00

312,00

552,00

Строительство ПС 220 кВ КамаКалий (2x125 МВА)

Лесопромышленный комплекс

Наименование предприятия

Электропотребление, млн. кВт·ч

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Пермская печатная фабрика "Гознак"

35,70

33,50

34,00

34,00

34,00

ОАО "Соликамскбумпром"

1350,00

1350,00

1350,00

1350,00

1350,00

Краснокамская бумажная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"

90,00

101,00

111,00

140,00

140,00

ООО "Пермский картон"

147,72

148,77

150,35

151,94

153,55

ООО "Пермский фанерный комбинат".

Материнская компания ООО "СВЕЗА-Лес"

100,57

112,77

107,32

102,21

125,2

ООО "СВИС КРОНО РУС"

-

77,10

135,00

135,00

135,00

Строительство завода

по глубокой переработке древесины

Транспорт

ОАО "Свердловская ж/д".

Материнская компания ОАО "Российские железные дороги".

Обоснование изменения потребления:

1001,40

1001,40

1001,40

1001,40

1001,40

Реконструкция, подключение тяговых электростанций (строительство ПС Субботники)

Сфера услуг

ООО "Новогор-Прикамье".

Материнская компания ОАО "Российские коммунальные системы".

Обоснование изменения потребления:

186,64

186,64

186,64

186,64

186,64

Ввод в эксплуатацию насосной станции 1-го подъема Чусовских очистных сооружений (2014-2015 гг.)

ООО Новая городская инфраструктура Прикамья, Березниковский филиал.

Материнская компания ОАО "Российские коммунальные системы"

40,29

40,29

40,29

40,29

40,29

МУП "ПермГорЭлектроТранс"

38,70

39,50

42,00

42,00

43,00

ООО "ПСК"

56,08

56,08

56,08

56,08

56,08

Пищевая промышленность

ОАО "Пермский свинокомплекс"

46,50

46,30

46,10

45,90

45,70

Прочие организации

ООО "Камский кабель".

Обоснование изменения потребления:

112,50

115,00

117,00

120,00

125,00

Рост производственных мощностей

ООО "Чайковская текстильная компания"

5,20

4,95

4,95

4,95

4,95

ОАО "Горнозаводскцемент"

237,57

308,00

308,00

308,00

308,00

ИТОГО по всем видам экономической деятельности:

11527,5

11941,6

12049,6

12214,4

11885,8

Прогноз максимальной годовой электрической нагрузки (мощности) на пятилетний период с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов Пермского края приведен в таблице 4.2.3.

Таблица 4.2.3

Наименование предприятия

Максимальное годовое значение электрической нагрузки, МВт

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

Машиностроение и металлообработка

Группа предприятий "Пермский моторостроительный комплекс". Предприятия комплекса находятся под управлением ОАО "Объединенная двигателестроительная корпорация" и ОАО "Вертолеты России" корпорации ОАО

"ОПК "Оборонпром"

ОАО "Авиадвигатель".

Инвестиционный проект:

5,30

5,30

6,00

6,50

6,50

Реконструкция сборочного испытательного производства (окончание - 2017 г.)

ОАО "Редуктор - ПМ".

Инвестиционный проект:

3,30

3,40

3,25

3,35

3,45

Строительство комплекса испытательных стендов (2014-2016 гг.)

ОАО "Пермские моторы"

26,00

26,00

26,00

26,00

26,00

ЗАО "Железнодорожник - ПМ"

0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

ООО "Искра-Турбогаз"

0,95

0,95

0,95

0,95

0,95

ОАО "НПО "Искра"

4,80

4,80

4,90

4,90

4,90

ОАО "Мотовилихинские заводы"

53,00

53,00

55,00

60,00

60,00

ОАО "Морион"

2,8

5

6

6

6

ОАО "Пермская научно-производственная приборостроительная компания"

4,20

4,40

4,60

4,80

5,00

ОАО "Пермский завод "Машиностроитель".

Материнская компания ОАО "ВПК "НПО машиностроения"

11,50

11,90

12,30

12,70

13,00

ОАО "Пермский мотовозоремонтный завод "Ремпутьмаш".

Материнская компания ОАО "РЖД"

1,90

1,90

1,90

1,90

1,90

ООО "Электротяжмаш-Привод"

13,50

14,00

14,00

14,00

14,00

ОАО "Кунгурский машиностроительный завод"

6,90

7,00

7,00

7,00

7,20

ОАО "СТАР"

13,00

13,00

13,00

13,00

13,00

Металлургия

ОАО "Ависма" (Березниковский титано-магниевый комбинат).

Материнская компания ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

190,00

190,00

190,00

190,00

190,00

ОАО "Чусовской металлургический завод".

Материнская компания ЗАО "ОМК".

Обоснование изменения потребления:

19,00

25,00

50,00

120,00

130,00

Запуск ферросплавного производства (I кв. 2016 г.).

Вариант схемы подключения не определен

ОАО "Губахинский кокс" (Губахинский коксохимический завод).

Материнская компания ЗАО "Стройсервис"

7,50

11,00

11,00

11,00

11,00

ОАО "АК Лысьвенский металлургический завод"

7,90

8,20

8,50

8,80

9,10

ОАО "Соликамский магниевый завод"

57,00

57,00

57,00

57,00

57,00

Химическая и нефтехимическая промышленность

ЗАО "Сибур-Химпром".

Материнская компания ОАО "Сибур Холдинг".

Инвестиционный проект:

50,30

50,30

52,20

53,30

53,30

Реконструкция и расширение производства стирольной цепочки (окончание - 2017 г.)

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь".

Материнская компания ОАО "ЛУКОЙЛ".

Обоснование изменения потребления:

146,50

149,20

150,50

132,20

130,50

Реконструкция подстанций

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" (ПНОС).

Материнская компания ОАО "ЛУКОЙЛ".

Обоснование изменения потребления:

112,00

142,00

142,00

142,00

142,00

Ввод новых мощностей (2014-2015 гг.)

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка".

Материнская компания ОАО "ЛУКОЙЛ"

23,00

23,00

23,00

22,00

22,00

ОАО "Минеральные удобрения".

Материнская компания ОАО "Уралхим"

14,00

14,00

14,00

14,00

14,00

ОАО "ГалоПолимер Пермь"

18,70

18,70

18,70

18,70

18,70

ОАО "Сорбент"

2,84

2,75

2,67

2,67

2,67

ОАО "Хенкель-Пемос".

Материнская компания "Хенкель"

5,26

5,26

5,26

5,26

5,26

ОАО "Камтэкс-Химпром"

9,30

9,30

9,30

9,30

9,30

ФКП "Пермский пороховой завод"

12,60

12,60

12,60

12,60

12,60

ОАО "Уралкалий".

Обоснование изменения потребления:

250,00

250,00

250,00

274,00

250,00

Ввод новых мощностей, строительство (2017-2025 гг.)

ПС Строгановская (2x125 МВА);

ПС Лога (2x125 МВА)

ОАО "Метафракс"

20,90

22,40

22,50

22,50

22,50

ООО "ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ ЧАЙКОВСКИЙ".

Материнская компания ОАО "Газпром"

260,00

260,00

262,00

264,00

262,00

ОАО "ЕвроХим - Усольский калийный комбинат".

Обоснование изменения потребления:

-

52

52

52

92

Строительство ПС 220 кВ КамаКалий (2x125 МВА)

Лесопромышленный комплекс

Пермская печатная фабрика "Гознак"

7,40

7,00

7,00

7,00

7,00

ОАО "Соликамскбумпром"

170,000

170,000

170,000

170,000

170,000

Краснокамская бумажная фабрика - филиал ФГУП "Гознак"

15,40

27,00

32,00

32,00

32,00

ООО "Пермский картон"

18,74

18,87

19,07

19,27

19,48

ООО "Пермский фанерный комбинат".

Материнская компания ООО "СВЕЗА-Лес"

13,20

13,96

13,29

12,65

12,76

ООО "СВИС КРОНО РУС"

-

25,7

45

45

45

Строительство завода

по глубокой переработке древесины

Транспорт

ОАО "Свердловская ж/д".

Материнская компания ОАО "Российские железные дороги".

Обоснование изменения потребления:

153,20

153,20

153,20

153,20

153,20

Реконструкция, подключение тяговых электростанций (строительство ПС Субботники)

Сфера услуг

ООО "Новогор-Прикамье".

Материнская компания ОАО "Российские коммунальные системы".

Обоснование изменения потребления:

23,67

23,67

23,67

23,67

23,67

Ввод в эксплуатацию насосной станции 1-го подъема Чусовских очистных сооружений (2014-2015 гг.)

ООО Новая городская инфраструктура Прикамья, Березниковский филиал.

Материнская компания ОАО "Российские коммунальные системы"

10,86

10,86

10,86

10,86

10,86

МУП "ПермГорЭлектроТранс"

5,6

5,9

6,5

6,5

6,6

ООО "ПСК"

9,26

9,26

9,26

9,26

9,26

Пищевая промышленность

ОАО "Пермский свинокомплекс"

6,70

6,60

6,50

6,30

6,10

Прочие организации

ООО "Камский кабель".

Обоснование изменения потребления:

17,00

17,20

17,30

17,50

18,50

Рост производственных мощностей

ООО "Чайковская текстильная компания"

1,10

1,10

1,10

1,10

1,10

ОАО "Горнозаводскцемент"

37,80

37,00

37,00

37,00

37,00

ИТОГО по всем видам экономической деятельности:

2061,48

2118,08

2137,47

2128,34

2126,95

На рисунках 4.2.1 и 4.2.2 представлены прогнозы потребления ЭЭ и мощности в Пермском крае на 2014-2018 гг. с выделением наиболее крупных потребителей по видам экономической деятельности.

Рисунок 4.2.1. Прогноз потребления электрической энергии

на 2014-2018 гг. с выделением наиболее крупных потребителей

по видам экономической деятельности

Рисунок 4.2.2. Прогноз мощности в Пермском крае

на 2014-2018 гг. с выделением наиболее крупных потребителей

по видам экономической деятельности

На рисунках 4.2.3 и 4.2.4 представлены прогнозы потребления ЭЭ и мощности в Пермском крае на 2014-2018 гг. в нескольких вариантах:

- прогноз, учитывающий ретроспективную информацию потребления ЭЭ Пермского края за 2009-2013 гг.

- прогноз, учитывающий перспективные значения показателей потребления ЭЭ и мощности, разрабатываемые ОАО "Системный оператор ЕЭС".

- прогноз, учитывающий перспективные значения показателей потребления ЭЭ и мощности наиболее крупных потребителей Пермского края.

Рисунок 4.2.3. Прогноз потребления электрической энергии

в Пермском крае на 2014-2018 гг.: CEE (CONSUMPTION

OF ELECTRIC ENERGY) - фактическое потребление ЭЭ, млн.

кВт·ч; NE (NATURAL ERROR) - ошибка, характеризующая

отклонение от CEE, млн. кВт·ч

Рисунок 4.2.4. Прогноз электрической мощности

в Пермском крае на 2014-2018 гг.

Прогнозные значения потребления ЭЭ и мощности в Пермском крае на 2014-2018 гг. не противоречат данным сценарных условий развития электроэнергетики на период до 2030 года, а также Программе развития электроэнергетики Пермского края на 2013-2017 гг. Отклонение прогнозов относительно друг друга не выходит за пределы коридора в 2,0-3,0%.

Прогноз , учитывающий только ретроспективную информацию, в большей степени соответствует общей тенденции развития экономики России на период до 2020 г., характеризующейся снижением потребления электроэнергии (с 2015 г.) за счет предстоящих структурных сдвигов в пользу менее электроемких производств и активизации мер по энергосбережению.

В таблице 4.2.4 представлены численные значения различных вариантов прогнозов потребления ЭЭ и мощности в Пермском крае.

Таблица 2.4.2

Прогнозный показатель

Прогноз потребления ЭЭ, млн. кВт·ч

Ср. год. прирост за 2014-2018 гг.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

Потребление ЭЭ:

-

-

-

23695,82

24613,00

24937,37

23588,95

25126,00

25478,50

23482,55

25626,00

25668,61

23376,63

26601,00

26336,52

23271,19

27702,00

26817,68

-0,17

3,37

2,71

Прогноз потребления электрической мощности, МВт

Электрическая мощность:

-

-

3829,00

3828,28

3871,00

3876,37

3954,00

3951,91

4129,00

4116,85

4220,00

4213,55

2,47

2,43

Среднегодовой прирост внутреннего потребления электрической энергии в России до 2020 г. может составить 1,5-2,4%, что согласуется с данными по Пермскому краю. Основная тенденция изменения потребления ЭЭ и мощности в 2014-2018 гг. в Пермском крае не противоречит прогнозному сценарию развития ОЭС Урала в 2014-2019 гг.

4.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки

по отдельным частям энергосистемы Пермского края

с выделением потребителей, составляющих не менее 1%

потребления региона и иных, влияющих на режим работы

энергорайона в энергосистеме

Прогнозные данные по электропотреблению и максимумам нагрузки в основных энергетических узлах ЭЭС Пермского края с учетом перспективного развития промышленности представлены в таблице 4.3.1.

Таблица 4.3.1

N п/п

Название показателя

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

1

Потребление электроэнергии на территории Пермского края

Инерционный сценарий, млн. кВт·ч

23695,82

23588,95

23482,55

23376,63

23271,19

Базовый сценарий, млн. кВт·ч

24613,00

25126,00

25626,00

26601,00

27702,00

Приближенный сценарий, млн. кВт·ч

24937,37

25478,50

25668,61

26336,52

26817,68

2

Максимальная мощность

2.1

Базовый сценарий <3>, МВт

3829,00

3871,00

3954,00

4129,00

4220,00

в том числе Березниковско-Соликамский и Кизеловско-Чусовской энергорайоны (БСЭ + КЧЭ), МВт

1200,00

1205,00

1236,00

1306,00

1366,00

в том числе Пермско-Закамский энергорайон (ПЗУ), МВт

1850,00

1870,00

1890,00

1910,00

1930,00

Приближенный сценарий <5>, МВт

3828,28

3876,37

3951,91

4116,85

4213,55

2.2

в том числе БСЭ + КЧЭ, МВт

1200,00

1205,00

1236,00

1306,00

1366,00

в том числе ПЗУ, МВт

1850,00

1895,70

1935,00

1955,00

1975,00

В таблице 4.3.2 представлены сведения о структуре энергосистемы Пермского края с учетом выделения сетей электроснабжения, питающих отдельные энергорайоны, а также их доли в общей мощности энергорайона.

Таблица 4.3.2

N п/п

Электрические сети, расположенные на территории Пермского края

Доля от максимума нагрузки энергосистемы Пермского края по электрическим сетям отдельных энергорайонов, %

БСЭ + КЧЭ

ПЗУ

КЭ + ЮЭ

1

2

3

4

5

1

Березниковские электрические сети

83,85

-

-

2

Кунгурские электрические сети

-

-

34,25

3

Очерские электрические сети

-

7,42

-

4

Пермские городские и Центральные электрические сети

-

90,11

-

5

Северные электрические сети

-

2,47

-

6

Чусовские электрические сети

16,15

-

-

7

Чайковские электрические сети

-

-

65,75

На рисунке 4.3.1 изображена структура максимума нагрузки по энергосистеме Пермского края на начальный и конечный годы прогнозного периода с учетом ее деления на отдельные энергорайоны (в % от суммарной мощности Пермского края).

Рис. 4.3.1

Перспективная информация о параметрах энергопотребления и максимумам нагрузки для крупных потребителей (не менее 1% суммарного потребления региона), влияющих на режим работы энергорайонов в энергосистеме, приведена в таблицах 4.3.3 и 4.3.4.

Таблица 4.3.3

Детализация прогноза электропотребления по крупным

потребителям в энергорайонах Пермского края

на период 2014-2018 гг.

Наименование предприятия

Перспективное годовое электропотребление, млн. кВт·ч.

Доля в общем объеме потребления электроэнергии края, %

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2013 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

Березниковско-Соликамский и Кизеловско-Чусовской энергорайоны

ОАО "АВИСМА"? филиал "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

1585,00

1585,00

1585,00

1585,00

1585,00

6,05

5,72

ОАО "Уралкалий"

1840,00

1840,00

1840,00

2000,00

1840,00

6,46

6,64

ОАО "Соликамскбумпром"

1350,00

1350,00

1350,00

1350,00

1350,00

4,98

4,87

ОАО "Горнозаводскцемент"

237,57

308,00

308,00

308,00

308,00

0,91

1,11

ОАО "Азот". Материнская компания ОАО "Уралхим"

449,77

450,00

457,00

457,00

457,00

1,88

1,65

Пермско-Закамский энергорайон

ОАО "Мотовилихинские заводы"

271,80

271,80

314,40

357,50

357,50

0,98

1,29

ЗАО "Сибур-Химпром"

380,00

380,00

401,70

410,00

410,00

1,50

1,48

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь"

1202,60

1224,80

1235,70

1085,60

1071,90

5,08

3,87

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"

852,60

1129,70

1129,70

1129,70

1129,70

3,53

4,08

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка"

195,20

195,50

195,20

192,80

191,00

1,09

0,69

Кунгурский и Южный энергорайоны

ООО "Газпром Трансгаз Чайковский"

234,00

234,00

236,00

238,00

236,00

1,00

0,85

Общие для отдельных энергорайонов

ОАО "Свердловская ж/д". Материнская компания ОАО "Российские железные дороги"

1001,40

1001,40

1001,40

1001,40

1001,40

4,15

3,61

Итого:

9599,94

9970,20

10054,10

10115,00

9937,50

37,62

35,87

В соответствии с данными таблиц 4.3.3 и 4.3.4 по большинству предприятий прогнозируется либо незначительное увеличение, либо незначительное снижение электропотребления и максимальной нагрузки, при этом общие тренды этих показателей соответствуют сценариям развития энергосистемы Пермского края.

Таблица 4.3.4

Детализация прогноза максимальной мощности по крупным

потребителям в энергорайонах Пермского края

на период 2014-2018 гг.

Наименование предприятия

Перспективное годовое электропотребление, млн. кВт·ч.

Доля в общем объеме мощности Пермского края, %

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2013 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

Березниковско-Соликамский и Кизеловско-Чусовской энергорайоны

ОАО "АВИСМА"

филиал "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

190,00

190,00

190,00

190,00

190,00

5,28

4,50

ОАО "Уралкалий"

250,00

250,00

250,00

274,00

250,00

6,81

5,92

Березниковско-Соликамский и Кизеловско-Чусовской энергорайоны

ОАО "Соликамскбумпром"

170,00

170,00

170,00

170,00

170,00

4,82

4,03

ОАО "Горнозаводскцемент"

37,80

37,00

37,00

37,00

37,00

1,00

0,88

ОАО "Азот". Материнская компания ОАО "Уралхим"

53,50

53,60

53,70

53,80

53,80

1,61

1,27

Пермско-Закамский энергорайон

ОАО "Мотовилихинские заводы"

53,00

53,00

55,00

60,00

60,00

1,50

1,42

ЗАО "Сибур-Химпром"

50,30

50,30

52,20

53,30

53,30

1,36

1,26

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь"

146,50

149,20

150,50

132,20

130,50

3,99

3,09

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"

112,00

142,00

142,00

142,00

142,00

3,15

3,36

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтегазпереработка"

23,00

23,00

23,00

22,00

22,00

0,85

0,52

Кунгурский и Южный энергорайоны

ООО "Газпром Трансгаз Чайковский"

260,00

260,00

262,00

264,00

262,00

7,37

6,21

Общие для отдельных энергорайонов

ОАО "Свердловская ж/д". Материнская компания ОАО "Российские железные дороги"

153,20

153,20

153,20

153,20

153,20

4,02

3,63

Итого

1499,30

1531,30

1538,60

1551,50

1523,80

41,77

36,11

Сводные данные о приросте нагрузки и электропотребления за период 2014-2018 гг. по крупным предприятиям-потребителям представлены на рисунке 4.3.2.

Рис. 4.3.2

4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний

период с выделением крупных потребителей, включая системы

теплоснабжения крупных муниципальных образований.

Характеристика максимального потенциала развития когенерации

при переводе крупных котельных в парогазовые установки

и газотурбинные установки ТЭЦ

Прогноз потребления тепловой энергии в Пермском крае на пятилетний период (2014-2018 гг.) не учитывает возможного колебания среднегодовых температур (таблица 4.4.1).

Таблица 4.4.1

Показатель

Факт

Прогноз потребления ТЭ, тыс. Гкал

Среднегодовой прирост за 2014-2018 гг.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

Потребление ТЭ в энергетической системе (ЭС) Пермского края

31112,00

31872,00

32516,00

33166,00

33829,00

34560,86

-

Годовой темп роста потребления ТЭ, %

-

2,44

2,02

2,00

2,00

2,16

2,12

В таблице 4.4.2 приведен прогноз потребления тепловой энергии (ТЭ) в Пермском крае на 2014-2018 гг. по основным видам экономической деятельности с выделением наиболее крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований.

Таблица 4.4.2

Вид экономической деятельности

Потребление тепловой энергии, Гкал

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

Машиностроение и металлообработка

350075

352270

354611

369670

369670

Металлургия

707434

713230

713230

713230

713230

Химическая и нефтехимическая промышленность

2697169

2582076

2613548

2616335

2652147

Лесопромышленный комплекс

1145000

1145000

1145000

1145000

1145000

Транспорт

34200

34000

33600

33600

33600

Сфера услуг

11500

11600

12100

12300

12500

Пищевая промышленность

163000

160000

157000

154000

151000

Прочие организации

166000

167200

169200

171200

173200

ИТОГО по всем видам экономической деятельности

5274378

5165376

5198289

5215335

5250347

На рисунке 4.4.1 представлен прогноз потребления ТЭ в Пермском крае на 2014-2018 гг. с выделением наиболее крупных потребителей по основным видам экономической деятельности, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований.

Рис. 4.4.1

Динамика потребления тепловой энергии в Пермском крае на 2014-2018 гг. представлена в нескольких вариантах (рисунок 4.4.2):

- прогноз, учитывающий перспективные значения показателей потребления ТЭ;

- прогноз, учитывающий перспективные значения показателей потребления ТЭ наиболее крупных потребителей Пермского края.

Таблица 4.4.3

Прогноз, учитывающий перспективные значения показателей

потребления ТЭ наиболее крупных потребителей Пермского края

на пятилетний период

Показатель

Факт

Прогноз потребления ТЭ, тыс. Гкал

Ср. год. прирост за 2014-2018 гг.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

Потребление ТЭ в энергетической системе (ЭС) Пермского края

31112,00

32866,48

32465,59

33085,81

33725,84

34460,96

-

Годовой темп роста потребления ТЭ, %

-

5,64

-1,22

1,91

1,93

2,18

2,09

Рисунок 4.4.2. Прогноз потребления тепловой энергии

в Пермском крае на 2014-2018 гг.

Прогнозные значения динамики отпуска тепловой энергии на 2014-2018 гг., предоставленные производителями тепловой энергии, сведены в таблицу 4.4.4.

Таблица 4.4.4

ОАО "ТГК-9"

Годы

2013 г. (факт)

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

Отпуск, тыс. Гкал

12694,48

11565,68

11426,19

10374,89

10374,89

10374,89

Расход на собственные нужды, Гкал

78,1631

104,07

104,07

87,84

87,84

87,84

Сетевые потери, Гкал

953,35

880,14

880,14

880,14

880,14

880,14

ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" "Пермская ГРЭС"

Годы

2013 г. (факт)

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Отпуск, тыс. Гкал

291,948

290,18

300,395

300,395

310

310

Расход на собственные нужды, Гкал

1288,958

1289

1210

1590

1590

1590

Сетевые потери, Гкал

-

-

-

-

-

-

"Э.ОН" "Яйвинская ГРЭС"

Годы

2013 г. (факт)

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

Отпуск, тыс. Гкал

91,612

85,947

85,947

85,947

85,947

85,947

Расход на собственные нужды, Гкал

3,374

5,78

5,78

5,78

5,78

5,78

Сетевые потери, Гкал

17,969

15,167

15,167

15,167

15,167

15,167

Приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике Пермского края является применение парогазовых технологий при техническом перевооружении существующих и строительстве новых электростанций.

В рассматриваемый перспективный период до 2018 года предусматривается ввод в эксплуатацию новых крупных энергоблоков (единичной мощностью 200 МВт и выше) с использованием парогазовых технологий с высокой вероятностью ввода.

Для дальнейшего развития энергетического комплекса Пермского края необходимо продолжить осуществление следующих мероприятий:

перевод действующих ТЭЦ на новые, экономичные паротурбинные и газотурбинные силовые агрегаты с утилизацией отработанных газов;

модернизация существующих источников с продлением их ресурса и улучшением эксплуатационных и экологических показателей;

строительство новых котельных на базе современных парогазовых установок.

В таблице 4.4.5 представлены объемы вводов генерирующих объектов на 2014-2018 гг.

Таблица 4.4.5

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Тип ввода

Год

Мощность, МВт

1

2

3

4

5

Энергосистема Пермского края

Пермская ГРЭС

4 ПГУ-800

ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"

расширение

2015

800

Новоберезниковская ТЭЦ:

1 ПГУ (Т)

2 ПГУ (Т)

ЗАО "КЭС"

новое строительство

2015

115

115

Мероприятия по вводу мощностей и компенсации дефицита на основе современных парогазовых технологий по одному из крупнейших муниципальных образований Пермского края (г. Перми) приведены в таблице 4.4.6.

Таблица 4.4.6

Наименование источника

Титульный собственник (управляющая компания, эксплуатирующая организация) сетевых объектов

Мероприятия по вводу мощностей и компенсации дефицита

1

2

3

ТЭЦ-9

ОАО "ТГК-9"

Ввод подогревателей сетевой воды (ПСВ) (тепловая мощность в сетевой воде - 180 Гкал/ч (2 ед. по 90 Гкал/ч каждая) в 2014-2021 гг. (по факту высвобождения потребностей в мощности отборного пара на Лукойл-ПНОС).

ТЭЦ-13

ОАО "ТГК-9"

Установка ПСВ с подключением от промышленного отбора

ВК ПГЭС Вышка-2

ООО "ПГЭС"

Реконструкция котельной в 2014-2021 гг.

ВК ПГЭС Хабаровская, 139

ООО "ПГЭС"

Реконструкция котельной в 2014-2021 гг.

ВК-20

ОАО "ТГК-9"

Реконструкция котельной в 2014-2021 гг.

ВК ПГЭС Вышка 1

ООО "ПГЭС"

Реконструкция котельной в 2017-2021 гг.

ГТУ-ТЭЦ ООО "Лукойл-ПНОС"

ООО "Лукойл-Пермнефтеоргсинтез"

Строительство электростанции собственных нужд мощностью 200 МВт очередями по 100 МВт в 2014-2015 гг.

Тенденция использования современных когенерационных технологий в Пермском крае на 2014-2018 гг. с учетом ретроспективных данных за 2009-2012 гг. представлена в таблице 4.4.7.

Таблица 4.4.7

Год

Произведено ЭЭ когенерационными тепловыми установками за год

Произведено ТЭ когенерационными тепловыми установками

тыс. кВт час

темп роста, %

Гкал

темп роста, %

1

2

3

4

5

2009

128756,00

-

19299,00

-

2010

130216,00

101,13

21517,00

111,49

2011

143923,00

110,53

21915,00

101,85

2012

142471,00

98,99

26103,00

119,11

2013

145796,31

102,33

24919,49

95,47

2014

147911,79

101,45

26117,40

104,81

2015

149700,40

101,21

27130,21

103,88

2016

151249,76

101,03

28007,55

103,23

2017

152616,40

100,90

28781,42

102,76

2018

153838,89

100,80

29473,67

102,41

В перспективе генерирующие мощности в Пермском крае, работающие на газе, к 2030 году будут представлять собой в основном парогазовые установки с коэффициентом полезного действия 53-55%, газотурбинные установки или, в необходимых случаях, сочетание последних с котлом-утилизатором. При этом производство тепла будет сосредоточено на теплоцентралях с уменьшением их роли в теплоснабжении за счет развития систем когенерации (газотурбинная установка с котлом-утилизатором) и автономных теплоснабжающих установок.

В 2018 году доля тепла, производимого на ТЭЦ в системах централизованного теплоснабжения, потенциально может уменьшиться на 4%. Эту нишу займут газотурбинные установки на ТЭЦ и автономные установки.

Развитие установок распределенной генерации электроэнергии в виде газотурбинных установок и их сочетания с котлом-утилизатором позволит выработать 7,5-10% баланса отпуска тепловой энергии.

4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу

из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях

Пермского края мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период

с указанием оснований включения в перечень для каждого

объекта с учетом развития когенерации. Обоснование

предложений по вводу новых генерирующих мощностей (новые

потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость)

Перечень новых и расширяемых электростанций мощностью более 5 МВт на 5-летний период (2014-2018 гг.), включая электростанции, на которых осуществляют замену оборудования, представлен в таблице 4.5.1.

Сведения о демонтаже и консервации генерирующего оборудования электростанций генерирующих компаний представлены в таблице 4.5.2.

Прогноз изменения мощности действующих электростанций в соответствии с планами энергетических компаний по демонтажу и выводу оборудования в длительную консервацию представлен в таблице 4.5.3.

Таблица 4.5.1

Перечень новых и расширяемых электростанций

Пермского края на 5-летний период

N п/п

Наименование электростанции; номер блока, тип оборудования

Принадлежность к компании

Год ввода

Вид топлива (для ТЭС)

Обоснование необходимости ввода

Вводимая электрическая/тепловая мощность, МВт/Гкал/ч

Место расположения

Возможность развития когенерации

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Электростанции крупных генерирующих компаний

1

Новоберезниковская ТЭЦ

ГТУ GE Energy PG6111FA (Fr6FA) +Т-40/50-8,8 (2 шт.)

Котел-утилизатор (2 шт.)

Водогрейный котел КВГМ-116,3-150 (4 шт.)

ОАО "ТГК-9"

2015

газ

-

газ

Реализация ДПМ

230 МВт

131 Гкал/ч

61,2 Гкал/ч

400 Гкал/ч

Березники

Существует

2

Камская ГЭС

N Г-2, ПЛ-20-В-500

N Г-3, ПЛ-20-В-500

N Г-4, ПЛ-20-В-500

N Г-6, ПЛ-20-В-500

N Г-10, ПЛ-20-В-500

N Г-13, ПЛ-20-В-500

N Г-19, ПЛ-20-В-500

ОАО "РусГидро"

2014

2014

2015

2015

2015

2016

2016

-

Исполнение программы комплексной модернизации

3 МВт

3 МВт

3 МВт

3 МВт

3 МВт

3 МВт

3 МВт

Пермь

-

3

Воткинская ГЭС

N 4, СВ-1500/170-99

N 5, СВ-1500/170-100

N 9, СВ-1500/170-104

ПЛ30-В-930

ОАО "РусГидро"

2015

2018

2018

2016

-

Исполнение программы комплексной реконструкции

110 МВт

110 МВт

110 МВт

118 МВт

Чайковский

-

Электростанции крупных генерирующих компаний

4

Пермская ГРЭС

N 4, ГТУ SiemensSGT5-4000F(2 шт.)

N 4, SiemensSST5-5000

Котел-утилизатор (2 шт.)

ОАО "ИНТЕР РАО -Электрогенерация"

2015-2016

газ

газ

Реализация ДПМ

800 МВт

280 Гкал/ч

Добрянка

Существует

Собственная генерация предприятий

5

ГТЭС - 6 (3 шт.)

ЗАО "Сибур-Химпром"

2014-2019

-

Сокращение затрат на производство продукции

18 МВт

27 Гкал/ч

Пермь

Существует

6

"АВИСМА"

ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

2017-2018

-

Сокращение затрат на производство продукции

60 МВт

120 МВт

-

-

ПС 110/10/6 кВ

Водогрейная котельная

7

Генерирующая установка (1 шт.)

ОАО "Камтэкс-Химпром"

2014

-

Сокращение затрат на производство продукции

5 МВт

Пермь

-

8

Генерирующая установка (3 шт.)

ОАО "Протон-ПМ"

2016

-

Сокращение затрат на производство продукции

6 МВт

Пермь

-

Собственная генерация предприятий

9

ГТУ Siemens SGT-400Cyclon

ОАО "Уралкалий"

2014

-

Сокращение затрат на производство продукции

12,9 МВт

-

Тепловая энергия будет использоваться при производстве хлористого калия

10

ГТЭС

ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"

2014

2015

2016

2018

-

Сокращение затрат на производство продукции

5,1 МВт

0,6 МВт

1,4 МВт

1,6 МВт

-

Существует

11

Водоводяные подогреватели

Пароводяные подогреватели

ООО "Текстиль - Энергия"

2018

-

Увеличение тепловой нагрузки

30 Гкал/ч

-

-

Собственная генерация предприятий

12

Паровая стационарная теплофикационная турбина П-6-3,4/0,5-1

Синхронный электрический генератор Т-6-2УЗ

ФКП "Пермский пороховой завод"

2016

-

Увеличение тепловой нагрузки

33,2 Гкал/ч

6 МВт

Пермь

13

ГТЭС-25ПА

Котел-утилизатор

Пр41,5-1,7-300

Паровой котел

Е-95-1,7-300Г

ГТЭС-25ПА

Котел-утилизатор Пр41,5-1,7-300

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез"

2014

2015

-

Сокращение затрат на производство продукции

100 МВт

100 МВт

-

Существует

14

Технополис "Новый Звездный"

ОАО "Протон-ПМ"

2017

-

Сокращение затрат на производство продукции

9,6 МВт

п. Новые Ляды

Существует

ГПУ MWM TCG2020 (3 шт.)

Таблица 4.5.2

Перечень демонтируемых энергоблоков (электростанций)

Пермского края на 5-летний период

N п/п

Наименование электростанции; номер блока, тип оборудования

Принадлежность к компании

Год демонтажа (консервации)

Вид топлива (для ТЭС)

Выводимая мощность, МВт, Гкал/ч

Вид демонтажа (под замену или окончательный), для консервации год вывода

Место расположения

1

2

3

4

5

6

7

8

Электростанции крупных генерирующих компаний

1

БТЭЦ-2

ОАО "ТГК-9"

2016

-

Березники

N 3, ПТ-30/35-3,4/1,0

N 4, Р-12-29/1,6

N 6, Р-6-90/31

N 7, ПТ-50-90/13

ПТВМ-100 (2 шт.)

30 МВт

95 Гкал/ч

12 МВт

54,8 Гкал/ч

6 МВт

50 МВт

143 Гкал/ч

100 Гкал/ч

Вывод из эксплуатации

2

БТЭЦ-4

ОАО "ТГК-9"

2016

-

Березники

N 1, Р-10-56/17

N 3, Р-12,8-56/17

N 7, Р-6,4-56/17

10 МВт

105 Гкал/ч

12,8 МВт

105 Гкал/ч

6,4 МВт

66,4 Гкал/ч

Вывод из эксплуатации

Электростанции крупных генерирующих компаний

3

БТЭЦ-10

ОАО "ТГК-9"

2016

-

Березники

N 2, ПР-12-3,4/1,0/0,1

N 3, ПР-6-35/8/2,5

N 5, Р-9-35/8

ПТВМ-100 (2 шт.)

12 МВт

72 Гкал/ч

6 МВт

37 Гкал/ч

9 МВт

59 Гкал/ч

100 Гкал/ч

Вывод из эксплуатации

4

ПТЭЦ-9

ОАО "ТГК-9"

2014

-

Пермь

N 3, ТГВ-25

25 МВт

Вывод из эксплуатации

5

Воткинская ГЭС

ОАО "РусГидро"

2016

2015

2018

2018

-

Чайковский

ПЛ661-ВБ-930

N 4, СВ-1500/170-99

N 5, СВ-1500/170-100

N 9, СВ-1500/170-104

107 МВт

100 МВт

100 МВт

100 МВт

Вывод из эксплуатации

6

Кизеловская ГРЭС-3

ОАО "ТГК-9"

2015

-

Губаха

ПТ-26/29-2,9/1,3

23,6 МВт

101,5 Гкал/ч

Вывод из эксплуатации

Электростанции крупных генерирующих компаний

7

Широковская ГЭС-7

ОАО "ТГК-9"

2015

28 МВт

п. Широковский

РО-123-ВМ-275 (2 шт.)

-

Вывод из эксплуатации

Собственная генерация предприятий

8

Водогрейный котел ПТВМ-50

ООО "Текстиль - Энергия"

2018

-

50 Гкал/ч

Вывод из эксплуатации

Чайковский

Таблица 4.5.3

Динамика остающейся в эксплуатации мощности действующих

электростанций Пермского края

Электростанции

Мощность, МВт

01.01.2014 (факт.)

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

Всего

6796,0

6887,0

7776,2

7639,0

7639,0

7659,0

ГЭС

1585,0

1690,0

1571,0

1588,0

1588,0

1608,0

ТЭС, ТЭЦ, ГРЭС

5211,0

5197,0

6205,2

6051,0

6051,0

6051,0

4.6. Прогноз развития энергетики Пермского края на основе

возобновляемых источников энергии и местных видов топлива

В настоящее время развитие энергетики на основе ВИЭ и местных видов топлива является перспективным направлением рационального использования природных ресурсов, успешно реализуемым в мировой экономике. Использование ВИЭ способствует:

решению проблемы исчерпаемости энергетических ресурсов;

снижению себестоимости тепловой и электрической энергии;

решению проблемы обеспечения тепловой и электрической энергией отдаленных и труднодоступных районов;

решению экологических проблем (сокращение выброса парниковых газов, переработка отходов);

обеспечению независимости от импорта энергоносителей.

Вопросы реализации проектов по повышению эффективности энергообеспечения территорий Российской Федерации с использованием ВИЭ регламентируются рядом нормативно-правовых актов, в частности:

Федеральным законом от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (определены понятие и виды ВИЭ, установлены основы государственной поддержки их использования);

распоряжением Правительства Российской Федерации от 8 января 2009 г. N 1-р "Об основных направлениях государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года" (установлены значения целевых показателей объема производства и потребления электрической энергии с использованием ВИЭ, доля которых должна составлять 2,5% к 2015 году и 4,5% - к 2020 году);

Федеральным законом от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";

Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2013 г. N 449 "О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности" (установлены правила определения цен на мощность генерирующих объектов солнечной, ветровой и гидрогенерации).

Тем не менее при разработке проектов по внедрению ВИЭ в определенных районах РФ необходимо учитывать их специфику, в том числе географическое положение, природно-климатические, экономические и прочие условия.

Масштабное использование ВИЭ и местных видов топлива на территории Пермского края ограничено следующими факторами:

экономическими причинами;

неразвитостью энергетического рынка;

отсутствием необходимых, стимулирующих развитие ВИЭ, нормативно-правовых актов и механизмов;

отсутствием федеральных и региональных программ поддержки внедрения ВИЭ;

нежеланием генерирующих компаний закупать энергию, произведенную альтернативными источниками энергии;

неготовностью потребителей к внедрению инновационных технологий;

отсутствием соответствующей инфраструктуры и информационной среды.

В настоящее время ВИЭ и местные виды топлива в основном применяются в частных домовладениях и фирмах, готовых провести экономический эксперимент в целях оптимизации энергопотребления.

В качестве перспективного направления в современной энергетике Пермского края может быть рассмотрено использование низкотемпературной возобновляемой природной энергии и вторичной низкопотенциальной энергии для производства тепловой энергии с помощью теплонасосных установок (ТНУ). Значительным тепловым потенциалом обладают шахтные и грунтовые воды, наружный воздух, грунт, хозяйственные бытовые стоки, канализационные стоки.

Потенциал применения геотермальной энергии на территории Пермского края достаточно мал, вследствие глубокого залегания слоев грунтов с приемлемой для использования температурой. Наиболее вероятная температура на глубинах 2-3 км составляет 20-35°С, в то время как для реализации экономически обоснованного проекта температура на глубинах 2-3 км должна быть более 80°С. Самая глубокая скважина, расположенная на территории края, имеет глубину 4,458 км и температуру порядка 70°С. Согласно информации, полученной от ОАО "КамНИИКИГИС", занимающегося исследованиями в области глубоких и сверхглубоких скважин, для достижения необходимых параметров, обеспечивающих надежную работу турбин петротермальных электростанций на территории Пермского края, потребуется скважина глубиной более 10 км, что увеличит объем капитальных вложений до величины, делающей подобные проекты непривлекательными для инвесторов.

Ключевыми факторами, тормозящими развитие гидроэнергетики в Пермском крае, являются:

отсутствие в действующем законодательстве стимулов к развитию малой гидроэнергетики (мини-ГЭС);

масштабность, сложность, трудоемкость (в частности, необходимость реконструкции плотины, очистки водоема, согласования на присоединение к существующим электрическим сетям и заключения договора с потребителем на поставку электрической энергии) и как следствие повышенная себестоимость проектов и их низкая привлекательность для инвесторов.

В таблице 4.6.1 представлен общий потенциал использования ВИЭ и местных видов топлива по Приволжскому федеральному округу.

Таблица 4.6.1

N п/п

Вид ресурсов

Единицы измерения

Общий количественный объем

1

2

3

7

1

Солнечная энергия

млрд. т у.т.

140,8

2

Энергия ветра

млрд. т у.т.

32,1

3

Малая гидроэнергетика

млн. т у.т.

11,9

4

Энергия биомассы

4.1

Отходы лесопромышленного комплекса и деревообработки

млн. т у.т.

4,24

4.2

Отходы агропромышленного комплекса

млн. т у.т.

24,9

4.3

Отходы жилищно-коммунального хозяйства

млн. т у.т.

2,65

4.4

Торф

млн. т у.т.

413,8

5

Эксплуатационные запасы термальных вод и парогидротерм

млн. Гкал/год

-

Развитие ВИЭ на территории Пермского края в рассматриваемой перспективе во многом определяется возможностью освоения биоэнергетического потенциала и использования биоэнергетического сырья (для создания биотоплива): отходов деревоперерабатывающих, целлюлозно-бумажных, фанерных производств, сельскохозяйственных производств (животноводства и растениеводства), муниципальных бытовых отходов, отходов очистных сооружений и т.п.

Существуют жидкое (этанол, метанол, биодизель, биомазут), твердое (дрова, щепа, солома, биомасса, твердые бытовые отходы) и газообразное (биогаз, биоводород) виды биотоплива. Из преимуществ его использования следует отметить:

возможность развития биоэнергетики в любом регионе (в том числе и в Пермском крае);

возможность решения ряда проблем утилизации разнообразных органических отходов;

возобновляемость (неисчерпаемый энергетический ресурс);

возможность обеспечения энергоресурсами удаленных районов.

Пермский край богат лесными ресурсами, что дает возможность использования в качестве биотоплива низкокачественной древесины, отходов лесозаготовки и деревопереработки. Наличие на территории края предприятий животноводства и птицеводства обуславливает возможность использования отходов отраслей сельскохозяйственного производства.

В таблице 4.6.2 представлены данные по качественному составу биоэнергетического сырья для Пермского края.

Таблица 4.6.2

N п/п

Виды сырья для биоэнергетики

Единицы измерения

Количественный потенциал по видам биоэнергетического сырья

1

2

3

4

1

Лесная биомасса

млн. т у.т.

6,7

2

Отходы деревопереработки

тыс. т у.т./год

569,5

3

Общие отходы агропромышленного комплекса и жилищно-коммунального хозяйства

тыс. т у.т./год

1023,59

4

Торф, промышленный фонд

млн. т у.т.

79,93

По оценкам специалистов Министерства природных ресурсов Пермского края, на территории края накоплено несколько сотен млн. тонн отходов производства и потребления. Каждый год образуется около 40 млн. тонн отходов и из них не менее 1% составляют древесные отходы, которые могут служить в качестве альтернативного топлива для небольших котельных. Использование ВИЭ и местных видов топлив на территории Пермского края сводится, в основном, к освоению технологий производства биотоплива, гидроэнергетического потенциала.

Необходимо учитывать, что широкое внедрение ВИЭ в регионах РФ требует наличия соответствующих механизмов стимулирования.

Тенденция развития ВИЭ в Пермском крае заложена в долгосрочной целевой программе "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Пермского края на 2010-2020 годы". В соответствии с программой планируется повысить долю энергетических ресурсов, производимых с использованием ВИЭ и(или) вторичных энергетических ресурсов (в общем объеме энергетических ресурсов, производимых на территории Пермского края), на 2% в сравнении с 2009 г. (614,54 т у.т. и 2,04% в общем объеме), что соответствует общим тенденциям развития энергетики РФ.

Показатели использования ВИЭ и вторичных энергоресурсов в структуре энергосистемы Пермского края представлены в таблицах 4.6.3 и 4.6.4. В соответствии с данными таблиц к 2018 году планируется увеличение объемов использования ВИЭ в сравнении с 2013 г. в среднем на 1% (в общем объеме энергоресурсов края).

Таблица 2.6.3

N п/п

Наименование показателя

Ед. изм.

Значения целевых показателей

Факт

Прогноз

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1

Использование вторичных горючих энергоресурсов

тыс. т у.т.

122,6

83,9

55,0

61,5

41,9

35,4

29,8

25,2

21,2

17,9

Использование вторичных тепловых энергоресурсов

тыс. Гкал

4487,8

4371,2

4038,1

3478,6

4425,1

4471,7

4514,7

4554,7

4591,9

4626,9

2

Экономия за счет использования вторичных тепловых ресурсов

тыс. т у.т.

736,7

718,8

630,3

808,2

776,1

786,4

795,9

804,9

813,2

821,0

Таблица 4.6.4

Прогнозные показатели использования ВИЭ и вторичных

энергетических ресурсов в Пермском крае на период

2014-2018 гг.

N п/п

Наименование показателя

Единицы измерения

Значения целевых показателей

2014

2015

2016

2017

2018

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Изменение объема производства энергетических ресурсов с использованием возобновляемых источников энергии и(или) вторичных энергетических ресурсов (разность для текущего и предыдущего периода)

т у.т.

20,00

20,00

20,00

20,00

20,00

2

Доля энергетических ресурсов, производимых с использованием возобновляемых источников энергии и(или) вторичных энергетических ресурсов, в общем объеме энергетических ресурсов, производимых на территории Пермского края

%

2,98

3,17

3,36

3,54

3,73

4.7. Оценка перспективной балансовой ситуации

(по электроэнергии и мощности) на пятилетний период

с учетом объемов электропотребления на территории

региональной энергосистемы и сальдо-перетоков

с соседними энергосистемами

Динамика баланса электрической энергии на территории Пермского края на пятилетний перспективный период (2014-2018 гг.) представлена в таблице 4.7.1.

Таблица 4.7.1

Наименование показателя

Единица измерения

Прогнозные значения

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление

млн. кВт-ч

24613,00

25126,00

25626,00

26601,00

27702,00

Выработка,

в том числе:

млн. кВт-ч

33188,00

30297,00

34266,00

35606,00

36643,00

- ГЭС

млн. кВт-ч

4119,00

4119,00

4119,00

4119,00

4119,00

- ТЭС

млн. кВт-ч

29070,00

26178,00

30147,00

31487,00

32524,00

Передача мощности (сальдо-переток)

млн. кВт-ч

-8575,00

-5171,00

-8640,00

-9005,00

-8941,00

Число часов использования установленной мощности:

часов в год

4904,82

3972,60

4551,50

4729,49

4871,12

- ГЭС

часов в год

2584,07

2579,21

2558,39

2558,39

2558,39

- ТЭС

часов в год

5620,21

4341,65

5093,69

5320,10

5500,89

На рисунке 4.7.1 приведена относительная динамика изменения балансов электрической энергии в ЭЭС Пермского края, построенная на основе значений сальдо-перетоков в энергосистеме в текущем и предшествующем отчетном периоде.

Рис. 4.7.1

Динамика баланса мощности в ЭЭС Пермского края на пятилетний период (2014-2018 гг.) представлена в таблице 4.7.2. Покрытие мощности обеспечивается действующими на территории Пермского края электростанциями (ГЭС и ТЭЦ).

Таблица 4.7.2

Наименование показателя

Единица измерения

Прогнозные значения

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

ПОТРЕБНОСТЬ

Годовой максимум нагрузки

МВт

3829,00

3871,00

3954,00

4129,00

4220,00

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность

в том числе:

МВт

6796,00

7626,50

7528,50

7528,50

7522,50

- ГЭС

МВт

1585,00

1597,00

1610,00

1610,00

1610,00

- ТЭС

МВт

5211,00

6029,50

5918,50

5918,50

5912,50

Ограничения мощности на час максимума нагрузки

МВт

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

ИТОГО покрытие максимума нагрузки

МВт

6796,00

7626,50

7528,50

7528,50

7522,50

ИЗБЫТОК (+)/ ДЕФИЦИТ (-)

МВт

+2967,00

+3755,50

+3574,50

+3399,50

+3302,50

Сводные данные прогнозной динамики баланса мощности в энергосистеме Пермского края на час максимума нагрузки в период 2014-2018 гг. представлены на рисунке 4.7.2.

Рис. 4.7.2. Динамика относительного избытка электроэнергии

и мощности в энергосистеме Пермского края на 2014-2018 гг.

На перспективный период 2014-2018 гг. энергосистема Пермского края должна обеспечить энергоснабжение потребителей Пермского края без введения ограничений из-за недостатка мощности. Максимальное и минимальное значение межсистемных перетоков из энергосистемы в связи с излишней выработкой электроэнергии могут составить:

максимум в 2017 г. - 9005,00 млн. кВт-ч (25,29% от суммарной выработки);

минимум в 2015 г. - 5171,00 млн. кВт-ч (17,07% от суммарной выработки).

Средняя за пятилетний период доля экспорта (передачи) электроэнергии в соседние регионы (например, Республику Удмуртия, Кировскую и Свердловскую области) может составить порядка 23,56% (8066,40 млн. кВт·ч). Передача резерва мощности в среднем за пятилетний период времени может составить порядка 3393,88 МВт, или 45,9% от средней установленной мощности электростанций (максимум в 2015 г. - 3755,50 МВт, или 49,24%).

Таблица 4.7.3

Наименование показателя

Единица измерения

Прогнозные значения

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление

млн. кВт-ч

24613,00

25126,00

25626,00

26601,00

27702,00

Выработка,

в том числе:

млн. кВт-ч

30384,00

27492,00

31461,00

32801,00

33838,00

- ГЭС

млн. кВт-ч

1314,00

1314,00

1314,00

1314,00

1314,00

- ТЭС

млн. кВт-ч

29070,00

26178,00

30147,00

31487,00

32524,00

Передача мощности (сальдо-переток)

млн. кВт-ч

-5771,00

-2366,00

-5835,00

-6200,00

-6136,00

Число часов использования установленной мощности:

часов в год

6449,23

5170,67

5922,71

6149,12

6329,91

- ГЭС

часов в год

829,02

829,02

829,02

829,02

829,02

- ТЭС

часов в год

5620,21

4341,65

5093,69

5320,10

5500,89

Таблица 4.7.4

Динамика баланса мощности энергосистемы Пермского края

на час максимума нагрузки на период 2014-2018 гг. с учетом

неблагоприятной гидрологической обстановки

Наименование показателя

Единица измерения

Прогнозные значения

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

ПОТРЕБНОСТЬ

Годовой максимум нагрузки

МВт

3829,00

3871,00

3954,00

4129,00

4220,00

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность,

в том числе:

МВт

5322,4

6029,5

5918,5

5918,5

5912,5

- ГЭС

МВт

150,00

150,00

150,00

150,00

150,00

- ТЭС

МВт

5172,40

6029,50

5918,50

5918,50

5912,50

Ограничения мощности на час максимума нагрузки

МВт

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

ИТОГО покрытие максимума нагрузки

МВт

5322,4

6029,5

5918,5

5918,5

5912,5

ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ (-)

МВт

1493,4

2158,5

1964,5

1789,5

1692,5

На рисунке 4.7.3 представлена динамика распределения генерации ЭЭ между ГЭС и ТЭЦ в Пермском крае на 2014-2018 гг.

Рис. 4.7.3

Изменение темпов роста резерва ЭЭ и электрической мощности (относительно данных таблиц 4.7.1 и 4.7.2) в Пермском крае на 2014-2018 годы с учетом неблагоприятной гидрологической обстановки представлено на рисунке 4.7.4.

Рис. 4.7.4

Поскольку Пермско-Закамский энергорайон является одним из наиболее крупных центров энергопотребления, для него приводится оценка перспективной балансовой ситуации на пятилетний период 2014-2018 гг. (рисунок 4.7.5).

Рис. 4.7.5

При низкой обеспеченности гидроресурсами (ограничение генерации ГЭС) в Пермско-Закамском энергорайоне в таблицах 4.7.5-4.7.6 отражена перспективная балансовая ситуация (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период.

Таблица 4.7.5

Динамика баланса электрической мощности Пермско-Закамского

энергорайона на зимний максимум нагрузки на период

до 2018 г.

Наименование показателя

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

Электрическая нагрузка, МВт

1850,00

1895,70

1935,00

1955,00

1975,00

Покрытие, МВт

Установленная мощность электростанций, всего

1702,20

1706,20

1702,20

1693,00

1670,00

Располагаемая мощность электростанций, всего в том числе:

1169,00

1173,00

1169,00

1159,80

1138,30

Пермская ТЭЦ-9

575,00

575,00

575,00

575,00

575,00

551,00

551,00

551,00

551,00

551,00

Пермская ТЭЦ-6

156,20

156,20

156,20

147,00

124,00

154,70

154,70

154,70

145,50

124,00

Пермская ТЭЦ-13

34,00

34,00

34,00

34,00

34,00

33,30

33,30

33,30

33,30

33,30

Пермская ТЭЦ-14

330,00

330,00

330,00

330,00

330,00

321,00

321,00

321,00

321,00

321,00

Закамская ТЭЦ-5

54,00

54,00

54,00

54,00

54,00

43,00

43,00

43,00

43,00

43,00

Камская ГЭС

537,00

537,00

537,00

537,00

537,00

50,00

50,00

50,00

50,00

50,00

Станции промышленных предприятий

16,00

20,00

16,00

16,00

16,00

16,00

20,00

16,00

16,00

16,00

Избыток (+)/дефицит (-) Пермско-Закамского энергоузла

-681,00

-722,70

-766,00

-795,20

-836,70

Таблица 4.7.6

Динамика баланса ЭЭ в Пермско-Закамском энергорайоне

на период 2014-2018 гг.

Наименование показателя

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

Электропотребление, млн. кВт·ч

13024,00

13140,00

13256,00

13372,00

13488,00

Покрытие, млн. кВт ч

Выработка электроэнергии, всего

6594,5

6557,5

6520,5

6483,5

6446,5

в том числе:

-

-

-

-

-

Пермская ТЭЦ-9

3140,00

3140,00

3140,00

3140,00

3140,00

Пермская ТЭЦ-6

945,60

912,00

878,40

844,80

811,20

Пермская ТЭЦ-13

93,00

93,00

93,00

93,00

93,00

Пермская ТЭЦ-14

1650,00

1650,00

1650,00

1650,00

1650,00

Электропотребление, млн. кВт·ч

13024,00

13140,00

13256,00

13372,00

13488,00

Покрытие, млн. кВт ч

Закамская ТЭЦ-5

216,00

216,00

216,00

216,00

216,00

Камская ГЭС

438,00

438,00

438,00

438,00

438,00

Станции промышленных предприятий

111,90

108,50

105,10

101,70

98,30

Избыток (+)/дефицит (-) Пермско-Закамского энергоузла

-6429,5

-7020,5

-7173,5

-7326,5

-7479,5

На рисунке 4.7.6 представлена динамика распределения генерации ЭЭ между ГЭС и ТЭЦ в Пермско-Закамском энергорайоне на 2014-2018 гг.

Рис. 4.7.6. Изменение темпов роста резерва ЭЭ

и электрической мощности в Пермско-Закамском энергорайоне

на 2014-2018 гг.

На рисунке 4.7.7 отражена динамика темпов роста дефицита ЭЭ и электрической мощности (относительно данных таблиц 4.7.5 и 4.7.6) в Пермском крае (ПК) на 2014-2018 гг. с учетом неблагоприятной гидрологической обстановки.

Рис. 4.7.6

4.8. Определение и уточнение перечня "узких мест"

в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, с описанием

возможных технологических ограничений, обусловленных

их возникновением, и разработкой предварительных предложений

в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением

110 кВ и выше для ликвидации "узких мест"

В результате проведенного анализа в энергосистеме Пермского края выявлено несколько "узких мест", наиболее проблемными из которых являются:

Пермско-Закамский энергорайон - в связи с необходимостью ввода ГАО в летний и переходный период в послеаварийной схеме (после единичного отключения сетевого элемента в ремонтной схеме);

Энергорайон Оверята - Зюкай - Кузьма - Балезино - в связи с необходимостью ввода ГАО в зимний период в послеаварийной схеме и в летний и переходный период в послеаварийной схеме (после единичного отключения сетевого элемента в ремонтной схеме).

4.8.1. Пермско-Закамский энергорайон:

Контроль и регулирование перетока осуществляется в КС "Дефицит ПЗУ". В состав КС "Дефицит ПЗУ" входят:

1АТ Пермской ГРЭС (далее - 1АТ ПГРЭС),

Блок 1 Пермской ГРЭС (далее - Блок 1 ПГРЭС),

ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино (далее - ВЛ 220 кВ КамГЭС - Калино),

ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1, 2.

Пермско-Закамский энергорайон включает в себя энергообъекты в границах:

1АТ Пермской ГРЭС;

1Т Пермской ГРЭС;

ВЛ 220 кВ Камская ГЭС - Калино;

ВЛ 220 кВ Владимирская - Ирень 1 и 2;

ВЛ 110 кВ Очер - Б. Соснова с отпайкой на ПС Малахово, транзит нормально разомкнут на ПС Очер на В-110 кВ "Б. Соснова";

ВЛ 110 кВ Зюкай - Кузьма с отпайкой на ПС Бородулино, транзит нормально разомкнут на ПС Зюкай на В-110 кВ "Кузьма";

ВЛ 110 кВ Зюкай - Верещагино, транзит нормально разомкнут на ПС Зюкай на В-110 кВ "Верещагино";

СВ 110 кВ ПС Паль, нормально отключен;

ВЛ 110 кВ Владимирская - Бизяр с отпайками. Нормально транзит разомкнут на ПС Бизяр на В-110 кВ "Владимирская";

СВ 110 кВ ПС Шестаки, нормально отключен.

Ниже приводится краткое описание схемно-режимных ситуаций на текущий год, приводящих к нарушению допустимых параметров режима:

Осенне-зимний период (ОЗП):

В таблице 4.8.1 представлены данные по режимам, в которых присутствуют ограничения по минимальной генерации электростанций ПЗУ.

Таблица 4.8.1

Схема сети

Потребление ПЗУ, МВт

МДП для нормальной схемы, МВт

МДП для послеаварийной схемы, МВт

Мин. генерация станций ПЗУ для обеспечения МДП в нормальной схеме, МВт

Минимальная генерация станций ПЗУ для обеспечения МДП в послеаварийной схеме, МВт

1

2

3

4

5

6

Осенне-зимний период

нормальная

1685

810

710

875

975 <*>

Осенний период (переходный режим)

ремонтная

1440

670

390

770 <**>

1050 <**>

Период экстремально высоких температур

ремонтная

1248

610

330

638 <***>

918 <***>

Примечания:

<*> без учета схемно-режимных мероприятий (эффективность в ОЗП - снижение дефицита на 35 МВт);

<**> без учета схемно-режимных мероприятий (эффективность в переходный режим - снижение дефицита на 30 МВт);

<***> без учета схемно-режимных мероприятий (эффективность в ПЭВТ - снижение дефицита на 25 МВт).

В нормальной схеме для обеспечения МДП (критерий назначения максимально допустимого перетока - обеспечение нормативного коэффициента запаса статической апериодической устойчивости после нормативных возмущений) минимально необходимая генерация электростанций ПЗУ составляет 875 МВт.

В послеаварийном режиме (аварийное отключение 1АТ или Блока 1 Пермской ГРЭС) допустимые перетоки мощности в КС "Дефицит ПЗУ" обеспечиваются при включенных пусковых органах автоматики отключения нагрузки (далее - ПОр АОН ПЗУ) (критерий назначения максимально допустимого перетока - обеспечение нормативного коэффициента запаса статической апериодической устойчивости после нормативных возмущений) и определенном составе генерирующего оборудования: генерация электростанций ПЗУ должна быть не менее 940 МВт с учетом проведения предварительных схемно-режимных мероприятий (перенос точек разделов по межсистемным транзитам).

Переходный режим (осенний период):

Допустимые перетоки мощности в КС "Дефицит ПЗУ" в ремонтной схеме (ремонт 1АТ или Блока 1 Пермской ГРЭС, критерий назначения максимально допустимого перетока - обеспечение нормативного коэффициента запаса статической апериодической устойчивости после нормативных возмущений) обеспечиваются с включением ПОр АОН ПЗУ при генерации электростанций ПЗУ не менее 740 МВт с учетом проведения предварительных схемно-режимных мероприятий (перенос точек разделов по межсистемным транзитам).

В послеаварийном режиме из ремонтной схемы (ремонт Блока 1 ПГРЭС и отключение 1АТ Пермской ГРЭС, критерий назначения максимально допустимого перетока - обеспечение нормативного коэффициента запаса статической апериодической устойчивости после нормативных возмущений) для обеспечения допустимых перетоков мощности в КС "Дефицит ПЗУ" при включенной САОН-4 генерация электростанций ПЗУ должна быть не менее 1030 МВт (в том числе генерация Камской ГЭС не менее 252 МВт). В режиме экономии гидроресурсов (генерация Камской ГЭС не более 50 МВт) для ввода режима в область допустимых значений при включенной САОН-4 требуется ввод ГАО объемом до 202 МВт (с учетом выполненных схемно-режимных мероприятий).

Период экстремально высоких температур (ПЭВТ):

Допустимые перетоки мощности в КС "Дефицит ПЗУ" в ремонтной схеме (ремонт 1АТ или Блока 1 Пермской ГРЭС, критерий назначения максимально допустимого перетока - обеспечение нормативного коэффициента запаса статической апериодической устойчивости после нормативных возмущений) обеспечиваются с включением ПОр АОН ПЗУ при генерации электростанций ПЗУ не менее 613 МВт.

В послеаварийном режиме из ремонтной схемы (ремонт Блока 1 и отключение 1АТ Пермской ГРЭС) для обеспечения допустимых перетоков мощности в КС "Дефицит ПЗУ" при включенной САОН-4 генерация электростанций ПЗУ должна составлять не менее 893 МВт (в том числе генерация Камской ГЭС не менее 277 МВт).

В режиме экономии гидроресурсов (генерация Камской ГЭС не более 50 МВт) для ввода режима в область допустимых значений при включенной САОН-4 требуется ввод ГАО объемом до 227 МВт (с учетом выполненных схемно-режимных мероприятий).

Для исключения Пермско-Закамского энергорайона из перечня "узких мест" энергосистемы Пермского края необходимо включение в работу 2АТ 500/220 кВ совместно с секционированием СШ 220 кВ Пермской ГРЭС.

4.8.1.2. Укрупнение зон свободного перетока позволяет увеличить объем мощности, продаваемой в ЗСП, и, как следствие, привлечь большее количество участвующих в торгах на оптовом рынке, что способствует повышению конкуренции, поэтому является одной из приоритетных задач развития электроэнергетики.

Узлы ЭЭС ПК входят как в ЗСП "Урал", так и ЗСП "Вятка". Непосредственная связь Пермско-Закамского энергоузла и Южного энергорайона выполнена только по транзитам 110 кВ "Оса - Крылово - Паль - Юго-Камск" и "ВотГЭС - Сива (УЭ) - Б. Соснова - Очер" (через Удмуртскую энергосистему).

На текущий момент предельная величина поставки мощности от ЗСП "Урал" к ЗСП "Вятка" составляет 3803 МВт. Прогнозный максимальный объем потребления мощности для данных ЗСП составляет 23894 МВт и 6178 МВт (спрос на мощность составляет 26773 МВт и 7078 МВт).

Строительство ВЛ 220 кВ Апрельская - Светлая ц. 1, 2 проводом АС-300/39 обеспечит переток мощности в размере 498 МВт Пермско-Закамский и Южный энергоузлы Пермской энергосистемы, что на 93% перекрывает дефицит мощности в Пермско-Закамском узле в период низкой обеспеченности гидроресурсами, что увеличит пропускную способность между ЗСП "Урал" и ЗСП "Вятка" до 4301 МВт, что позволит объединить зоны свободного перетока.

4.8.2. Энергорайон Оверята - Зюкай - Кузьма - Балезино.

В зависимости от сложившейся схемно-режимной ситуации контроль и регулирование перетока осуществляется в следующих контролируемых сечениях:

а) КС "Оверята - Балезино 1" в составе:

ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва,

ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская,

АТ-1, 2 ПС 220 кВ Балезино.

б) КС "Оверята - Балезино 2" в составе:

ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва,

ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская,

ВЛ 110 кВ Балезино - Сегедур,

ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур.

Нормально транзит разомкнут на ПС Зюкай на В-110 кВ "Кузьма" и "Верещагино" с включением АВР двухстороннего действия.

Тяговый транзит 110 кВ Оверята - Григорьевская - Зюкай - Кузьма - Балезино объединяет энергосистемы Пермского края и Республики Удмуртия.

Границы энергорайона совпадают с границами контролируемых сечений "Оверята - Балезино 1".

4.8.2.1. Ниже приводится краткое описание схемно-режимных ситуаций на текущий год, приводящих к нарушению допустимых параметров режима:

ОЗП:

В режиме зимних максимальных нагрузок при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками (ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками, критерий назначения максимально допустимого перетока - обеспечение нормативного коэффициента запаса по напряжению после нормативных возмущений, контроль снижения напряжения осуществляется на шинах 110 кВ ПС Григорьевская) для введения режима в область допустимых значений требуется ввод ГАО объемом до 6 МВт в границах КС "Оверята - Балезино 1".

Располагаемый объем ГАО на 2013-2014 годы по энергорайону Оверята - Зюкай - Кузьма - Балезино составляет 45 МВт (в операционной зоне Пермского РДУ).

Переходный режим (осенний период):

В переходном режиме при аварийном отключении одной из ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками или ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками режим не выходит из области допустимых значений.

Для проведения ремонта ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками или ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками ограничение потребления не требуется. В послеаварийном режиме из ремонтной схемы (аварийное отключение ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками или ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками, критерий назначения максимально допустимого перетока - обеспечение нормативного коэффициента запаса по напряжению после нормативных возмущений, контроль снижения напряжения осуществляется на шинах 110 кВ ПС Григорьевская) требуется ввод ГАО объемом до 17 МВт в границах КС "Оверята - Балезино 2".

ПЭВТ:

В режиме летних максимальных нагрузок при аварийном отключении одной из ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками или ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками режим не выходит из области допустимых значений.

Для проведения ремонта ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками или ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками ограничение потребления не требуется. В послеаварийном режиме из ремонтной схемы (аварийное отключение ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская с отпайками или ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва с отпайками, критерий назначения максимально допустимого перетока - обеспечение нормативного коэффициента запаса по напряжению после нормативных возмущений, контроль снижения напряжения осуществляется на шинах 110 кВ ПС Григорьевская) требуется ввод ГАО объемом до 10 МВт в границах КС "Оверята - Балезино 2".

В качестве мероприятий, позволяющих минимизировать необходимые объемы ГАО в послеаварийной схеме из нормальной (ремонтной), рекомендуется выполнить следующие мероприятия:

увеличение объема нагрузки, подключенной под действие управляющих воздействий существующих устройств АОСН на подстанциях энергорайона (минимальный необходимый объем дополнительного подключения нагрузки - 10 МВт в зимний период (без учета ввода в работу ПС 110 кВ Субботники);

установка на ПС 110 кВ Оверята: АОПО ВЛ 110 кВ Оверята - Григорьевская, АОПО ВЛ 110 кВ Оверята - Сюзьва; на ТПС 110 кВ Балезино: АОПО ВЛ 110 кВ Балезино - Пибаньшур, АОПО ВЛ 110 кВ Балезино - Сегедур. Действие АОПО необходимо выполнить на отключение потребителей энергорайона, минимальный объем нагрузки, подключенной под действие ПА, должен составлять 27 МВт в летний период (без учета ввода в работу ПС 110 кВ Субботники). Для реализации управляющих воздействий АОПО требуется установка приемопередающей аппаратуры УПАСК на ПС энергорайона.

4.8.3. Пермско-Закамский узел.

4.8.3.1. Размещение устройств АПП по ВЛ 110 кВ ТЭЦ-14 - Оверята ц. 1,2 на ПС Оверята (существующее) несет риски излишнего отключения потребителей Закамского энергорайона.

В связи с тем, что направление перетока мощности по ВЛ от шин ТЭЦ-14 к ПС Оверята и присутствуют отборы мощности на отпаечных ПС (между ТЭЦ-14 и ПС Оверята), замер токовой загрузки ВЛ, используемый в качестве пускового фактора АПП, должен производиться на Пермской ТЭЦ-14.

4.8.3.2. Заявленное присоединение установок завода по глубокой переработке древесины ООО "СВИСС КРОНО РУС" к сети 220 и 110 кВ. Присоединение мощностей будет проходить в 2 этапа:

до 2015 г.: 25,7 МВт к сети 220 кВ;

до 2016 г.: 19,3 МВт к сети 220 кВ и 110 кВ.

При аварийном отключении ВЛ 110 кВ КамГЭС - Апрельская ц. 2 и отключении автотрансформатора АТ КамГЭС 220/110 кВ на шинах 220 кВ ПС Апрельская уровень напряжения снижается до значения 202,4 кВ, а в период экономии гидроресурсов до значения 198,2 кВ.

4.8.3.3. Большое количество закрытых центров питания на территории г. Перми ограничивает развитие краевого центра. Наиболее важные проблемы ограничений заключаются в следующем:

существует проблема дефицита мощности в перспективе освобождения участка в районе психиатрической больницы, планируемого под жилищную и коммерческую недвижимость. Учитывая достаточно большую требуемую мощность, обеспечить электроснабжение с помощью существующих электросетевых объектов (ПС Данилиха) невозможно;

с точки зрения резервирования потребителей ПС Егошиха строительство нового жилого микрорайона Красные казармы накладывает ограничение на надежное электроснабжение жилых массивов, а существующие связи с ПС Технологическая не смогут пропустить необходимую мощность при завершении строительства микрорайона;

для активного развития зоны строительства в населенном пункте Фролы (планируется освоение земли площадью 300 га под застройку (до 1 млн. м2 жилья, строительства завода по производству соков (5 га) требуется обеспечение развития системы электроснабжения данного района. Учитывая близость территории к г. Перми, развитие застройки возможно в сжатые сроки. То же касается и планируемого к строительству агрокомплекса в н. п. Мулянка (свинокомплекс, комбикормовый завод, зернохранилище, мясокомбинат);

оборудование ПС 110 кВ "Южная" не обеспечивает увеличение нагрузок, связанное с планируемым строительством и вводом в эксплуатацию новых объектов, в частности ремонтно-производственной базы на территории Южного района электросетей;

в микрорайонах Кирова и Нижняя Курья до 2018 года планируется ввод жилого фонда с электрической нагрузкой более 5 МВт. Существующие мощности ПС "Судозавод" не позволяют обеспечить надежное электроснабжение данного узла, а ввод ПС "Светлогорская" планируется осуществить к 2020 г.;

строительство социально значимых объектов инфраструктуры г. Перми в рамках программы "Доступное жилье" на 2013-2020 годы сопровождается вводом крупных жилых комплексов:

"Бахаревка" - около 11,7 МВт до 2018 г.;

"Ива" - 4,2 МВт до 2017 г.;

введение к 2017 г. жилья в м/р Вышка-2 нагрузкой 6,2 МВт требует увеличения пропускной способности центров питания с целью обеспечения надежного электроснабжения микрорайона;

4.8.3.4. Развитие инновационного территориального кластера "Технополис "Новый Звездный" предприятий ОАО "Протон-ПМ" и ОАО "Пермский моторный завод" обуславливается повышением потребления к 2019 г. до 20 МВт, что в перспективе может ограничить рост ввиду снижения профицита мощности близлежащих центров питания (ПС Трактовая и ПС Ляды).

4.8.4. Березниковско-Соликамский узел.

4.8.4.1. Снижение генерирующих мощностей в Березниковско-Соликамском узле, связанное с необходимостью вывода из эксплуатации Березниковской ТЭЦ-4, Березниковской ТЭЦ-10, в связи с моральным и физическим износом неконкурентоспособных мощностей, а также в связи с провалом грунта в результате техногенной аварии на калийном руднике в зоне Березниковской ТЭЦ-10. Потребление от станций по сети 35-6 кВ составляет 108,6 МВт. Требуется обеспечение электроснабжения потребителей БТЭЦ-4, БТЭЦ-10 после демонтажа станций, в том числе ОАО "Корпорация ВСМПО - АВИСМА" в объеме 40 МВт.

4.8.4.2. На период до 2018 г. в Березниковско-Соликамском узле планируется увеличение потребляемой мощности до 1366 МВт за счет развития существующих и проектируемых предприятий: ОАО "Уралкалий", ОАО "Ковдорский ГОК", ЗАО "Верхнекамская калийная компания". Связанная с этим необходимость строительства новых линий для подключения увеличивающихся нагрузок, а именно:

заявленное повышение максимума потребления электрической мощности ОАО "Уралкалий" связано с увеличением производственных мощностей на БКПРУ-3; наиболее крупным потребителем, увеличивающим нагрузку в районе размещения ПС 110 кВ Карналлит и Резвухино, является ОАО "Уралкалий", планирующий начать разработку Половодовского участка добычи калийно-магниевых солей, который располагается в Соликамском муниципальном районе Пермского края. Общее увеличение потребляемой мощности в количестве 10 МВт к 2017 г. (увеличение к 2023 г. до 106 МВт). Подключение участка добычи к ПС 220 кВ Лога планируется выполнить шлейфовым заходом от ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная ц. 2;

ввод первой очереди потребителей ОАО "Ковдорский ГОК" ПС КамаКалий к 2015 г. в размере 52 МВт, и дальнейшее увеличение мощности на 40 МВт к 2018 г.; подключение планируется осуществить шлейфовым заходом к ВЛ 220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная ц. 3;

подключение вновь вводимых нагрузок ОАО "Уралкалий" на ПС Строгановская в размере 117 МВт к 2017 г. Планируется строительство ВЛ 220 кВ Северная -Строгановская ц. 1, 2;

увеличение нагрузки в рамках проекта "Талицкий ГОК" ЗАО "Верхнекамская калийная компания". Подключение нагрузок планируется осуществить отпайками от ВЛ 110кВ ЯГРЭС - Галкинская ц. 1, 2 на ПС Урал. Максимальная потребляемая мощность к 2020 г. составит 62 МВт.

4.8.4.3. Исходя из существующих запросов и перспективы развития Соликамского муниципального района, требуется дополнительная трансформаторная мощность 110/10 кВ в районе ПС Бумажная. В настоящее время нет технической возможности технологического присоединения к ПС Бумажная в связи с отсутствием резерва мощности по напряжениям 35, 10 кВ.

4.8.4.4. С целью повышения надежности электроснабжения ОАО "Метафракс" на основании письма ОАО "Метафракс" и протокола заседания штаба по обеспечению безопасности электроснабжения Пермского края требуется реконструкция ПС Горная с реконструкцией основных и резервных защит отходящих ВЛ 110 кВ Горная - Метанол ц. 1, 2.

4.8.4.5. В связи с планируемым увеличением нагрузки ОАО "Соликамскбумпром" до 2015 года повышается загрузка транзитов 110 кВ Соликамск - ТЭЦ-12 и Бумажная - ТЭЦ-12, что приводит к появлению перегрузов электросетевого оборудования в ремонтных режимах: на этапе летнего максимума 2015 г. при ремонте ВЛ 110 кВ Бумажная - ТЭЦ-12 ц. 3 аварийное отключение ВЛ 110 кВ Бумажная - ТЭЦ-12 ц. 2, приводит к перегрузу ВЛ 110 кВ Бумажная - ТЭЦ-12 ц. 1 на 4% (до 602 А).

Для устранения перегруза рекомендуется ограничение нагрузки в размере 6 МВт в районе размещения ТЭЦ-12 (перегруз ликвидируется действием АРЛ, установленной на ВЛ 110 кВ Бумажная - ТЭЦ-12 ц. 1 со стороны ТЭЦ-12).

4.8.5. Кизеловско-Чусовской узел.

Для разгрузки ПС и подключения новых потребителей требуется реконструкция ПС 110/35/6 кВ Чусовая с заменой трансформаторов 2x31,5 МВА на 2x40 МВА.

Электроснабжение планируемого к вводу нового электросталеплавильного производства ОАО "Чусовской металлургический завод" обуславливает повышение нагрузки ПС Калино на 130 МВт. Подключение планируется выполнить двумя двухцепными линиями на ПС потребителя: ВЛ 110 кВ Калино - ГПП А ц. 1, 2 и ВЛ 110 кВ Калино - ГПП Б ц. 1, 2.

4.8.6. Результаты анализа узких мест.

В результате анализа "узких мест", обусловленных ими технологических ограничений, а также данных о перспективном развитии энергосистемы региона был разработан список предложений в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест". Данный перечень в совокупности с описанием решаемого технологического ограничения представлен в таблице 4.8.2.

Таблица 4.8.2

N п/п

Наименование объекта

Разрешение технологических ограничений

1

2

3

1

Ввод блока ГТЭС 25 МВт ОАО "Э.ОН Россия" на ПС 110 кВ Верещагино

Снижение дефицита мощности в энергорайоне транзита 110 кВ Оверята - Зюкай - Кузьма - Балезино. Повышение напряжения на ПС Зюкай. Снабжение г. Верещагино тепловой энергией

2

Перевод ВЛ 110 кВ КамГЭС - Апрельская ц. 2 на напряжение 220 кВ

Обеспечение требуемых уровней напряжения на ПС Апрельская при аварийных отключениях одной из линий сечения "КамГЭС - Апрельская". Повышение надежности электроснабжения Пермской энергосистемы

3

Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Светлая - Апрельская

4

Строительство АТГ N 2 500/220 кВ Пермской ГРЭС <*>

Усиление внешних связей Пермско-Закамского энергорайона и повышение надежности энергоснабжения потребителей и энергосистемы Пермского края

5

Секционирование СШ-220 кВ Пермской ГРЭС <*>

6

Перенос устройства АПП ВЛ 110 кВ ТЭЦ-14 - Оверята 1, 2 с ПС 110 кВ Оверята на ТЭЦ-14

Обеспечение корректной работы устройства противоаварийной автоматики и исключения рисков излишнего отключения потребителей

7

Строительство Новоберезниковской ТЭЦ (НБТЭЦ) 230 МВт

Замещение мощностей Березниковской ТЭЦ-4, Березниковской ТЭЦ-10

8

Шлейфовый заход ВЛ-110 кВ Титан - ТЭЦ-4 на НБТЭЦ

9

Шлейфовый заход ВЛ-110 кВ ТЭЦ-2 - ТЭЦ-4 1, 2 на НБТЭЦ

10

Строительство ПС 220 кВ Строгановская 2x125 МВА <*>

Электроснабжение новых потребителей БКПРУ-3 ОАО "Уралкалий".

Разгрузка транзита Яйвинская ГРЭС - Сильвинит

11

Строительство ВЛ-220кВ Северная - Строгановская 1,2 <*>

12

Организация шлейфовых заходов ВЛ-110 кВ Яйвинская ГРЭС - ТЭЦ-10 и ВЛ-110 кВ Люзень - ТЭЦ-4 на ПС Сильвинит

Решение "узких мест" в районе размещения ПС Сильвинит

13

Строительство ПС 220 кВ Лога

Надежное электроснабжение Половодовского участка добычи калийно-магниевых солей ОАО "Уралкалий"

14

Заход ВЛ-220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная 2 на ПС Лога

15

Строительство ПС 220 кВ КамаКалий 2x125 МВА <*>

Электроснабжение новых нагрузок потребителей первой очереди ОАО "Ковдорский ГОК"

16

Заходы ВЛ-220 кВ Яйвинская ГРЭС - Северная 3 ц. на ПС 220 кВ КамаКалий <*>

17

Строительство ПС 110 кВ Урал 4x32 МВА

Электроснабжение нагрузок ЗАО "Верхнекамская Калийная Компания"

18

Отпайка от ВЛ 110кВ ЯГРЭС - Галкинская ц. 1, 2 на ПС Урал

19

Строительство ПС 110 кВ Россолопромысел 2x6,3 МВА

Надежное электроснабжение потребителей ОАО "Березниковский содовый завод"

20

Отпайка от ВЛ 110кВ Калийная - Правобережная 1, 2

21

Реконструкция ВЛ 110 кВ Цемент - Новая Пашия 1, 2

Надежное электроснабжение потребителей

22

Строительство ВЛ 110 кВ Калино - ГПП А 1, 2

Электроснабжение нового электросталеплавильного производства ОАО "Чусовской металлургический завод"

23

Строительство ВЛ 110 кВ Калино - ГПП Б 1, 2

24

Строительство ПС 110 кВ ЦРП-8 2x25 МВА

Электроснабжение потребителей ООО "Лукойл-ПНОС"

25

Отпайка от ВЛ 110кВ Химкомплекс - Комплекс 1, 2

26

Строительство ПС 110 кВ ГПП-3 2x63 МВА

Электроснабжение потребителей ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

27

Отпайка от ВЛ 110кВ ТЭЦ-4 - ТЭЦ-2 1, 2

28

Строительство ТЭС собственных нужд ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

Снабжение электрической энергией и острым паром как решение проблемы замещения мощностей Березниковской ТЭЦ-4

29

Строительство ТЭС собственных нужд филиала "Азот" ОАО "ОХК "УРАЛХИМ"

30

Строительство ТЭС собственных нужд ОАО "Березниковский содовый завод"

31

Строительство ПС 110 кВ Красные казармы

Электроснабжение нагрузок нового жилого микрорайона Красные казармы

32

Отпайка КЛ 110 кВ до ПС Красные казармы от ВЛ 110 кВ ТЭЦ-6 - Пермь

Электроснабжение нагрузок нового жилого микрорайона Красные казармы

33

Строительство ПС 110 кВ Радуга

Электроснабжение новых потребителей и покрытие дефицита мощности в центральной части г. Перми

34

Реконструкция закрытого распределительного устройства 110 ПС Данилиха

35

Реконструкция ПС 110 кВ Южная

Электроснабжение вновь вводимых потребителей Южного РЭС

36

Строительство ПС 110 кВ Звезда 2x25 МВА

37

Строительство ПС 110 кВ Свиязева 2x25 МВА

Социально значимый объект энергетической инфраструктуры. Строительство данного объекта необходимо для электроснабжения краевого центра г. Перми

38

ВКЛ 110 кВ до ПС Свиязева

39

Реконструкция ВЛ 110 кВ отп. на ПС Дурыманы

Электроснабжение потребителей ОАО "Уралкалий"

40

Реконструкция ВЛ 110 кВ Бумажная - ТЭЦ 12 N 1

Электроснабжение потребителей Соликамского муниципального района

41

Реконструкция ВЛ 110 кВ Соликамск - ТЭЦ 12

42

Реконструкция ВЛ 110 кВ Бумажная - Соликамск

43

Реконструкция ВЛ 110 кВ Ирень - Бизяр

Обеспечение увеличения нагрузок и подключения новых потребителей Кунгурского района

44

Строительство ПС 110 кВ Субботники

Подключение нагрузок ООО "РЖД"

45

Отпайка от ВЛ 110кВ Зюкай - Кузьма ц. 1, Верещагино - Кузьма ц. 2

Примечание: символом "<*>" обозначены объекты, планируемые к вводу согласно Схеме и Программе развития Единой энергетической системы России (на 2013-2019 годы).

4.9. Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ

и выше, обусловленное ростом энергопотребления, изменением

размещения потребителей, развитием энергосистемы

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Пермского края в период 2014-2018 гг. будет связано с решением следующих задач, направленных на улучшение технической и экономической эффективности функционирования энергосистемы:

обеспечением внешнего электроснабжения новых крупных потребителей, а также обеспечением возможности увеличения роста нагрузок существующих потребителей за счет расширения производственных мощностей и (или) естественного роста нагрузок на перспективу;

повышением надежности электроснабжения существующих потребителей;

выдачей мощности модернизируемых электростанций;

снятием сетевых ограничений в существующей электрической сети, а также исключением возможности появления "узких мест" на перспективу из-за изменения структуры сети и электростанций;

обновлением силового оборудования, связанным с физическим и моральным старением основных фондов.

Схемой и Программой развития Единой энергетической системы России (на 2013-2019 годы) предусмотрен ввод в работу ряда объектов сетей 220-500 кВ на территории Пермского края, представленных в таблице 4.9.1.

Таблица 4.9.1

N п/п

Объекты

Ввод, год

Параметры

Назначение

1

2

3

4

5

1

АТГ N 2 500/220 кВ и секционирование СШ 220 кВ Пермской ГРЭС

2014

Повышение надежности энергоснабжения потребителей Пермско-Закамского узла

2

Заходы ВЛ 220 кВ

Яйвинская ГРЭС - Северная ц. 3

ПС 220 кВ КамаКалий

Пермская 2x20 км

2015

2x18,5 км

Электроснабжение новых нагрузок "Ковдорского ГОК"

3

ПС 220 кВ КамаКалий

2015

2x125 МВА

4

ПС 220 кВ Строгановская

2017

2x125 МВА

Энергоснабжение промплощадки БКПРУ-3 ОАО "Уралкалий"

5

ВЛ 220 кВ Северная - Строгановская 1, 2

2017

2x18 км

Рекомендуются следующие мероприятия в сетях филиала ОАО "МРСК Урала" - "Пермэнерго" для снятия ограничений на присоединение новых потребителей в процессе социально-экономического развития территорий.

Березниковско-Соликамский узел:

На период до 2018 г. в Березниковско-Соликамском узле прогнозируется увеличение потребляемой мощности до 1366 МВт за счет развития существующих и проектируемых предприятий: ОАО "Уралкалий", ОАО "Ковдорский ГОК".

Исходя из существующих запросов и перспективы развития Соликамского муниципального района, требуется дополнительная трансформаторная мощность 110/10 кВ в районе ПС Бумажная. В настоящее время нет технической возможности технологического присоединения к ПС Бумажная в связи с отсутствием резерва мощности по напряжениям 35, 10 кВ.

Для обеспечения электроснабжения планируемого к строительству микрорайона Клестовка г. Соликамска запланировано строительство ПС 110/35/6 кВ Клестовка, КЛ-110 кВ до ПС Клестовка 2x0,5 км.

Для разгрузки существующих ПС и подключения новых потребителей на период до 2016 г. запланирована реконструкция следующих центров питания:

Чусовской узел: Для разгрузки ПС и подключения новых потребителей запланирована реконструкция ПС 110/35/6 кВ Чусовая с заменой трансформаторов на 2x40 МВА.

Пермско-Закамский узел:

Для разгрузки ВЛ 110 кВ Соболи - Данилиха при отключении ц. 1 (2) и подключения новых центров питания необходимо выполнить строительство КЛ 110 кВ Данилиха - Берег.

Для увеличения пропускной способности и увеличения надежности в электроснабжении потребителей электрической энергии микрорайона Камская долина в 2015-2016 годах запланирована реконструкция ВЛ 110 кВ ТЭЦ-13 - Долина.

Для разгрузки существующих ПС и подключения новых потребителей на период до 2020 г. запланированы строительство и реконструкция следующих центров питания:

ПС 110/10/6 кВ Звезда 2x25 МВА;

ПС 110/6/6 кВ Красные казармы 2x25 МВА;

ПС 110/10/6 кВ Свиязева 2x25 МВА;

ПС 110/6 кВ Радуга 2x25 МВА;

реконструкция ПС 110/6 кВ Северная, замена трансформаторов 2x16 МВА на 2x25 МВА;

реконструкция ПС Центральная 35/6 кВ (110) с переводом на 110 кВ и заменой трансформаторов 3x16 МВА на 2x25 МВА.

Кунгурский узел:

Для разгрузки существующих ПС и подключения новых потребителей на период до 2015 г. запланирована реконструкция ПС Кунгур 110/35/6 кВ, замена трансформаторов 2x40 МВА на 2x63 МВА.

Очерский узел:

Для увеличения надежности и повышения качества электроснабжения потребителей электрической энергии транзита 110 кВ Оверята - Зюкай - Кузьма (УЭ) - Балезино (УЭ) необходимо выполнить строительство ГТЭС мощностью 25 МВт в Верещагино.

4.10. Рекомендации по развитию электрических сетей

напряжением ниже 110 кВ на наиболее проблемных территориях

по выполнению заявок на технологическое присоединение

(с учетом информации электросетевых организаций)

В таблице 4.10.1 приведены укрупненные данные по заявленным мощностям за 2013 год на технологическое присоединение к сетям филиала "Пермэнерго" ОАО "МРСК Урала" и по располагаемым мощностям для технологического присоединения к сетям филиала "Пермэнерго" ОАО "МРСК Урала".

Таблица 4.10.1

Наименование сетей

Суммарная заявленная мощность, МВт

Максимальная мощность, разрешенная для технологического присоединения, МВт

1

2

3

БЭС

15,316

142,732

КуЭС

20,477

14,205

ОЭС

14,264

104,319

ПГЭС

214,365

-144,937

СЭС

6,876

25,075

ЦЭС

160,559

44,820

ЧаЭС

20,753

252,255

ЧуЭС

9,583

364,080

Для покрытия заявленных мощностей в Кунгурских, Пермских городских и Центральных электросетях не хватает свободной трансформаторной мощности.

Для разгрузки существующих ПС и подключения новых потребителей рекомендуется выполнение следующих мероприятий:

Кунгурский энергоузел:

реконструкция ПС Кунгур, замена трансформаторов 2x40 МВА на 2x63 МВА;

реконструкция ПС 35/6 кВ Промбаза с заменой трансформаторов 5,6 и 4 МВА на 2x6,3 МВА;

реконструкция ПС 35/6 кВ Ергач с заменой трансформаторов 2х5,6 МВА на 2х10 МВА.

Пермско-Закамский энергоузел:

Основными энергоисточниками Пермско-Закамского энергоузла в перспективный период остаются теплоэлектроцентрали ОАО "ТГК-9": Пермские ТЭЦ 9, 6, 13, 14, Закамская ТЭЦ-5, а также Камская гидроэлектростанция (ОАО "РусГидроОГК"). С учетом рассматриваемых вводов и демонтажа генерирующего оборудования суммарная установленная мощность электростанций Пермско-Закамского энергоузла в 2015 г. составит 1704 МВт, в 2018 г. - 1715 МВт.

реконструкция ПС Гайва 35/6 кВ, замена трансформаторов 6,3+10 МВА на 2x10 МВА;

реконструкция ПС Телефонная 35/6 кВ, замена трансформаторов 2x6,3 МВА на 2x16 МВА;

реконструкция ПС 35/6 кВ Кристалл, перевод на напряжение 110/6 кВ.

Березниковско-Соликамский энергоузел:

В 2015 году планируется демонтаж генерирующих мощностей на БТЭЦ-4, БТЭЦ-10. Потребление от станций по сети 35-6 кВ составляет 108,6 МВт. Требуется обеспечение электроснабжения потребителей БТЭЦ-4, БТЭЦ-10 после демонтажа станций, в том числе ОАО "Корпорация ВСМПО - АВИСМА" в объеме 40 МВт. Для обеспечения электроснабжения потребителей предлагается осуществление питания от введенной ТЭЦ "Новоберезниковская" через существующие распредустройства БТЭЦ-4, БТЭЦ-10.

4.11. Сводные данные по развитию электрической сети

напряжением ниже 220 кВ с выделением сводных данных

для сети ниже 110 кВ

В таблице 4.11.1 приведены сводные данные по развитию электрической сети в Пермском крае.

Таблица 4.11.1

Объекты

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

Сети 110 кВ

ВЛ, км

2

23,6

22

44

74,9

29,5

Сети 110 кВ

КЛ, км

25,2

2

4

ПС, МВА

106

163

25

163

195

Сети 35 кВ

ВЛ, км

28

17,5

19

18,3

КЛ, км

ПС, МВА

32

52

52

Сети 6-10 кВ

ВЛ, км

30,6

18,9

60,4

40,7

65,4

16

КЛ, км

1,8

10,5

1,4

4,8

Сети 0,4 кВ

ВЛ, км

31,5

38

67

37,5

53,3

27,1

КЛ, км

Динамика развития электрической сети представлена на рисунке 4.11.1.

Рис. 4.11.1. Динамика прироста протяженности сетей

по уровням напряжения за период 20013-2018 гг.

4.12. Определение потребности электростанций и котельных

генерирующих компаний в топливе

Потребность электростанций и котельных в топливе оценена на основании прогнозных балансов электрической и тепловой энергии. Основным видом топлива для электростанций и котельных генерирующих компаний Пермского края является природный газ (данные по резервным видам топлива не приводятся, составляющая в балансе менее 1%). Прогноз потребления топлива на территории Пермского края в соответствии с собственными прогнозами генерирующих компаний по электро-, теплопотреблению края приведен в таблице 4.12.1.

Таблица 4.12.1

Потребность в основном топливе

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

"Э.ОН" "Яйвинская ГРЭС"

Газ природный

млн. куб. м

1233,99

1109,56

1132,31

1152,716

1152,72

1152,72

Газ попутный нефтяной

млн. куб. м

138,09

240,00

240,00

240,00

240,00

240,00

ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" "Пермская ГРЭС"

Газ природный

млн. куб. м

4083,75

4103,00

3810,10

4680,80

4930,60

4838,80

ОАО "ТГК-9" Березниковская ТЭЦ-2

Газ природный

млн. куб. м

211,19

223,11

223,11

0,00

0,00

0,00

ОАО "ТГК-9" Березниковская ТЭЦ-4

Газ природный

млн. куб. м

193,32

191,85

191,85

0,00

0,00

0,00

ОАО "ТГК-9" Закамская ТЭЦ-5

Газ природный

млн. куб. м

182,62

191,80

191,80

191,80

191,80

191,80

ОАО "ТГК-9" Пермская ТЭЦ-6 и ЛВК-3

Газ природный

млн. куб. м

567,01

580,81

580,81

580,81

580,81

580,81

ОАО "ТГК-9" Пермская ТЭЦ-9

Газ природный

млн. куб. м

1020,27

1220,58

1220,58

1220,58

1220,58

1220,58

ОАО "ТГК-9" Березниковская ТЭЦ-10

Газ природный

млн. куб. м

66,24

68,45

68,45

0,00

0,00

0,00

ОАО "ТГК-9" Пермская ТЭЦ-13 и ВК-20

Газ природный

млн. куб. м

100,57

107,00

107,00

107,00

107,00

107,00

ОАО "ТГК-9" Пермская ТЭЦ-14

Газ природный

млн. куб. м

568,72

569,01

569,01

569,01

569,01

569,01

ОАО "ТГК-9" Чайковская ТЭЦ-18

Газ природный

млн. куб. м

274,13

273,63

273,63

273,63

273,63

273,63

ОАО "ТГК-9" Новоберезниковская ТЭЦ

Газ природный

млн. куб. м

0,00

0,00

0,00

698,25

698,25

698,25

ИТОГО:

млн. куб. м

8639,90

8878,80

8608,65

8561,88

9964,40

9872,60

На рисунке 4.12.1 отображено суммарное потребление топлива для электростанций и котельных генерирующих компаний на период 2013-2018 гг.

Рис. 4.12.1

В 2013-2014 годах прогнозируется продолжение подъема промышленного производства, что соответствует приросту потребления газа до 3%. Снижение потребления природного газа в 2015-2016 годах связано с выводом мощностей Березниковских ТЭЦ-2, ТЭЦ-4, ТЭЦ-10. Рост потребления в 2017-2018 годах обусловлен прогнозируемым ростом производственных мощностей в Березниковско-Соликамском промышленном узле.

Прогнозные значения удельного потребления основного вида топлива на ТЭС отображены в таблице 4.12.2.

Таблица 4.12.2

Наименование показателя

Единица измерения

Прогнозные значения

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

1

2

3

4

5

6

7

Выработка электроэнергии ТЭС

млн. кВт·ч

29070,000

26178,000

30147,000

31487,000

32524,000

Потребность в основном виде топлива (природный газ)

млн. куб. м

8878,802

8608,645

8561,880

9964,396

9872,596

Удельное значение расхода основного вида топлива

куб. м/кВт·ч

0,305

0,329

0,284

0,316

0,304

4.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения

муниципальных образований Пермского края с указанием

новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ

и крупных котельных)

В соответствии с Федеральным законом от 27 июля 2004 г. N 190-ФЗ "О теплоснабжении" должны быть разработаны схемы теплоснабжения. Перечень муниципальных образований, где разработаны схемы, приведен в таблице 4.13.1.

Таблица 4.13.1

Информация по ходу разработки схем теплоснабжения

N п/п

Муниципальное образование

Наличие схемы, год принятия

Когда планируется разработать

Тип схемы: открытая/закрытая

1

2

3

4

5

Александровский муниципальный район

1

Александровское ГП

Нет

2014 г.

Закрытая

2

Всеволодо-Вильвенское ГП

22.11.2013

-

Закрытая

3

Яйвинское ГП

-

Находится на доработке

Закрытая

Березниковский муниципальный район

1

Город Березники

Нет

4 квартал 2014 г.

Закрытая

Верещагинский муниципальный район

1

Зюкайское СП

13.06.2013

-

Закрытая

2

Сепычевское СП

21.11.2013

-

Закрытая

3

Бородульское СП

27.11.2013

-

Закрытая

4

Вознесенское СП

28.11.2013

-

Закрытая

5

Нижнегалинское СП

22.08.2013

-

Закрытая

6

Путинское СП

26.06.2013

-

Закрытая

7

Верещагинское ГП

19.11.2013

-

Закрытая

Гайнский муниципальный район

1

Гайнское СП

Нет

2014 г.

Открытая

Гремячинский муниципальный район

1

Гремячинское ГП

Нет

II квартал 2014 г.

-

2

Юбилейнинское СП

30.12.2013

-

Закрытая

3

Шумихинское СП

30.01.2014

-

Закрытая

4

Усьвинское СП

03.02.2014

-

Закрытая

Добрянский муниципальный район

1

Добрянское ГП

Нет

1 квартал 2014 г.

Закрытая

2

Полазненское ГП

Нет

2 квартал 2014 г.

Закрытая одноконтурная

3

Вильвенское СП

18.10.2013

-

Закрытая

4

Дивьинское СП

29.10.2013

-

Закрытая

5

Сенькинское СП

Нет

2 квартал 2014 г.

Закрытая

6

Краснослудское СП

Нет

1 квартал 2014 г.

Закрытая

7

Перемское СП

Нет

2 квартал 2014 г.

Закрытая

Добрянский муниципальный район

8

Висимское СП

Нет

2 квартал 2014 г.

Закрытая

Еловский муниципальный район

1

Брюховское СП

Нет

Не требуется <*>

-

2

Дубровское СП

Нет

Не требуется <*>

-

3

Еловское СП

Декабрь 2013 г.

-

Закрытая

4

Малоусинское СП

Нет

Не требуется <*>

-

5

Сугановское СП

Нет

Не требуется <*>

-

ЗАТО Звездный

1

Городской округ ЗАТО Звездный

Нет

Июнь 2014 г.

Открытая

Карагайский муниципальный район

1

Карагайское поселение

29.12.2012

-

Закрытая

2

Менделеевское поселение

30.01.2014

-

Закрытая

Кизеловский муниципальный район

1

Кизеловское ГП

Нет

2014 г.

-

2

Северно-Коспашское СП

Нет

2014 г.

-

3

Центрально-Коспашское СП

01.07.2013

-

Открытая

4

Шахтинское СП

09.01.2013

-

Закрытая

5

Южно-Коспашское СП

20.08.2013

-

Закрытая

Кочевский муниципальный район

1

Кочевское СП

Нет

Не требуется <*>

-

2

Б.-Кочинское СП

Нет

Не требуется <*>

-

3

Маратовское СП

Нет

Не требуется <*>

-

4

Юксеевское СП

Нет

Не требуется <*>

-

5

Пелымское СП

Нет

Не требуется <*>

-

Красновишерский муниципальный район

1

Красновишерское ГП

Нет

26.02.2014

-

2

Вайское СП

Нет

До декабря 2014 г.

-

3

Вишерогорское СП

Нет

До декабря 2014 г.

-

4

Верх-Язьвинское СП

Нет

До декабря 2014 г.

-

5

Усть-Язьвинское СП

Нет

До декабря 2014 г.

-

Краснокамский муниципальный район

1

Краснокамское ГП

10.12.2013

-

Закрытая

2

Оверятское ГП

15.11.2013

-

Закрытая

3

Майское СП

20.11.2013

-

Закрытая

4

Стряпунинское СП

23.09.2013

-

Закрытая

Кудымкарский муниципальный район

1

Город Кудымкар

19.04.2013

-

Закрытая

2

Белоевское СП

2013 г.

-

Закрытая

3

Верх-Иньвенское СП

Нет

Не требуется <*>

-

4

Егвинское СП

Нет

Не требуется <*>

-

5

Ленинское СП

Нет

14.04.2014

-

6

Ошибское СП

Нет

Не требуется <*>

-

7

Степановское СП

2013 г.

-

Закрытая

Куединский муниципальный район

1

Куединское СП

Нет

31.12.2014

Закрытая

Кунгурский муниципальный район

1

Кыласовское

27.11.2012

-

Закрытая

2

Неволинское

30.01.2013

-

Закрытая

3

Ергачинское

13.12.2012

-

Закрытая

4

Троельжанское

25.12.2012

-

Закрытая

5

Насадское

20.02.2013

-

Закрытая

6

Бырминское

03.12.2012

-

Закрытая

7

Моховское

12.10.2012

-

Закрытая

8

Плехановское

26.12.2012

-

Закрытая

9

Калининское

28.11.2013

-

Закрытая

10

Мазунинское

01.06.2012

-

Закрытая

11

Усть-Туркское

01.06.2014

Закрытая

12

Филипповское

01.06.2014

Закрытая

13

Шадейское

01.06.2014

Закрытая

14

Голдыревское

22.01.2013

-

Закрытая

15

Зарубинское

01.06.2014

Закрытая

16

Комсомольское

01.06.2014

Закрытая

17

Сергинское

01.06.2014

Закрытая

18

Ленское

01.06.2014

Закрытая

19

Город Кунгур

Нет

-

Лысьвенский муниципальный район

1

Лысьвенский городской округ

Нет

I квартал 2014 г.

Открытая и закрытая

Нытвенский муниципальный район

1

Нытвенское ГП

2013 г.

-

Закрытая

2

Новоильинское ГП

2012 г.

-

Закрытая

3

Уральское ГП

2014 г.

-

Закрытая

4

Григорьевское СП

Нет

2014 г.

Закрытая

5

Шерьинское СП

2013 г.

-

Закрытая

6

Чайковское СП

Нет

2014 г.

Закрытая

7

Постаноговское СП

Нет

Инд. печное отопление

-

8

Чекменевское СП

Нет

Инд. газовое отопление

-

Октябрьский муниципальный район

1

Октябрьское ГП

Нет

2014 г.

Открытая

2

Сарсинское ГП

2013 г.

-

Закрытая

Ординский муниципальный район

1

Ординское СП

-

До 01.03.2014

Закрытая

2

Ашапское СП

Нет

Не требуется <*>

-

3

Карьевское СП

Нет

Не требуется <*>

-

4

Красноясыльское СП

Нет

Не требуется <*>

-

5

Медянское СП

Нет

Не требуется <*>

-

Очерский муниципальный район

1

Очерское ГП

Нет

2014 г.

Закрытая

2

Павловское ГП

Нет

2014 г.

-

Пермский муниципальный район

1

Бершетское СП

25.12.2013

-

Закрытая

2

Гамовское СП

06.09.2013

-

Закрытая

3

Двуреченское СП

25.12.2013

-

Закрытая

4

Заболотское СП

17.06.2013

-

Закрытая

5

Кондратовское СП

27.11.2013

-

Закрытая

6

Кукуштанское СП

17.06.2013

-

Закрытая

7

Култаевское СП

16.09.2013

-

Закрытая

8

Лобановское СП

24.05.2013

-

Закрытая

9

Пальниковское СП

Нет

Не требуется <*>

Закрытая

Пермский муниципальный район

10

Платошинское СП

27.12.2013

-

Закрытая

11

Савинское СП

15.03.2013

-

Закрытая

12

Сылвенское СП

23.12.2013

-

Закрытая

13

Усть-Качкинское СП

19.12.2013

-

Закрытая

14

Фроловское СП

30.05.2013

-

Закрытая

15

Хохловское СП

20.12.2013

-

Закрытая

16

Юговское СП

25.07.2013

-

Закрытая

17

Юго-Камское СП

05.06.2013

-

Закрытая

18

Город Пермь

Схема теплоснабжения города Перми на период до 2027 года утверждена Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 10.01.2014 N 5

-

Преимущественно закрытая; открытая - частично м/р Кислотные Дачи, частично пос. Новые Ляды, частично верхний поселок м/р "Молодежный"

Сивинский муниципальный район

1

Сивинское СП

Нет

IV квартал 2014 г.

Закрытая

2

Северокоммунарское СП

Нет

IV квартал 2014 г.

Закрытая

3

Екатерининское СП

Нет

IV квартал 2014 г.

Закрытая

4

Бубинское СП

Нет

IV квартал 2014 г.

Закрытая

Соликамский муниципальный район

1

Соликамский городской округ

12.02.2014

-

Открытая

Суксунский муниципальный район

1

п. Суксун

2013 г.

-

Закрытая

Уинский муниципальный район

1

Уинский МР

Нет

Март 2014 г.

-

Чайковский муниципальный район

1

Альняшинское СП

23.05.2013

-

Открытая

2

Большебукорское СП

02.09.2013

-

Открытая

3

Ваньковское СП

23.08.2013

-

Открытая

4

Зипуновское СП

15.07.2013

-

Открытая

5

Марковское СП

26.06.2013

-

Открытая

6

Ольховское СП

Нет

Не требуется <*>

-

7

Сосновское СП

Нет

20.02.2014

Открытая

8

Уральское СП

25.12.2013

-

Открытая

9

Фокинское СП

16.01.2014

Не требуется <*>

Открытая

10

Чайковское ГП

Нет

Декабрь 2014 г.

-

Частинский муниципальный район

1

Частинское СП

Нет

2014 г.

-

2

Бабкинское СП

Нет

-

-

3

Шабуровское СП

Нет

2014 г.

-

4

Ножовское СП

Нет

-

-

Чусовской муниципальный район

1

Чусовское ГП

13.02.2013

Апрель 2014 г.

Закрытая

2

Верхнечусовское Городковское СП

Нет

Апрель 2014 г.

Закрытая

3

Верхнекалинское СП

Нет

Апрель 2014 г.

Закрытая

4

Калинское СП

Нет

Апрель 2014 г.

Закрытая

5

Комарихинское СП

02.10.2012

-

Закрытая

6

Скальнинское СП

Август 2009 г.

Март 2014 г.

Закрытая

7

Сельское СП

Нет

Апрель 2014 г.

Закрытая

8

Никифоровское СП

Нет

Апрель 2014 г.

Закрытая

--------------------------------

<*> В связи с численностью населения муниципальных образований менее 10 тыс. человек и отсутствием центрального отопления в населенных пунктах разработка схемы теплоснабжения не требуется.

В большинстве муниципальных образований существуют системы централизованного теплоснабжения, преимущественно работающие по закрытой схеме.

Сложившиеся схемы теплоснабжения требуют проведения аудита. Они не всегда оптимальны как с точки зрения гидравлических режимов, так и возможности выдерживания температурных графиков, часто становятся "тормозом" для нового жилищного строительства. Учет в тепловых сетях не соответствует новым (рыночным) отношениям, это ведет к повышенным коммерческим и техническим потерям. Состояние тепловых сетей часто неудовлетворительное: предельная наработка, низкое качество отключающей и секционирующей арматуры, подтопляемость каналов, низкое качество наружной теплоизоляции.

Необходима оптимизация схем теплоснабжения на предмет обоснованности и достаточности схем централизованного и децентрализованного теплоснабжения.

4.14. Программа перевода на парогазовый цикл с увеличением

мощности действующих конденсационных электростанций и ТЭЦ

Основы внедрения парогазовой технологии в тепловой генерации Пермского края заложены в Соглашении от 21 сентября 2007 г. N 109/30 о взаимодействии Пермского края и ОАО РАО "ЕЭС России" по развитию электроэнергетической системы Пермского края и обеспечению надежного электроснабжения ее потребителей.

Подписанная на основе вышеуказанного Соглашения Программа первоочередных мер по строительству и реконструкции электроэнергетических мощностей на период 2007-2012 гг. для недопущения дефицита мощности и повышения надежности электроснабжения потребителей Пермского края включает строительство ряда энергоблоков на основе ПГУ. Позднее мероприятия, предусмотренные указанной Программой, были подтверждены договорами предоставления мощности (ДПМ) с корректировкой сроков и некоторых параметров.

Объекты генерации на основе ПГУ, построенные, строящиеся и планируемые к строительству в Пермском крае, представлены в таблице 4.14.1.

Таблица 4.14.1

Объект

Станция

Компания

Мощность

Год ввода в эксплуатацию

1

2

3

4

5

ПГУ-400

Яйвинская ГРЭС

"Е.ОН Россия" (ОГК-4)

426,6 МВт

2011

ПГУ-124

Пермская ТЭЦ-6

ОАО "ТГК-9"

124 МВт

2012

ПГУ-160

Пермская ТЭЦ-9

ОАО "ТГК-9"

165 МВт

2013

2xПГУ-115

Новоберезниковская ТЭЦ

ОАО "ТГК-9"

230 МВт

2015

ПГУ-800

Пермская ГРЭС

ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"

800 МВт

2015

В таблице 4.14.2 приведены объекты генерации на основе ПГУ, планируемые к строительству в Пермском крае, согласно сценарным условиям развития электроэнергетики на период до 2030 года.

Таблица 4.14.2

Объект

Станция

Компания

Мощность

Ввод, год

1

2

3

4

5

ПГУ-230 (Т)

Пермская ТЭЦ-14

ОАО "ТГК-9"

230 МВт

2016-2020

ПГУ-400

Яйвинская ГРЭС

"Е.ОН Россия" (ОГК-4)

400 МВт

2021-2025

3xПГУ-800

Пермская ГРЭС

ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"

2400 МВт

2026-2030

Таким образом, при соблюдении сценарных условий развития электроэнергетики на период до 2030 года и реализации ДПМ к 2017 году, около 68% мощности тепловых электростанций будут представлены новым высокоэффективным оборудованием.

4.15. Предложения по модернизации системы централизованного

теплоснабжения муниципальных образований Пермского края

с учетом замещения выбывающих тепловых мощностей при выводе

из эксплуатации устаревшего электрогенерирующего

оборудования и развития в регионе когенерации

на базе новых ПГУ-ТЭЦ

Наличие источников теплоснабжения, их мощность по всем формам собственности по всем поселениям согласно Территориальному органу Федеральной службы государственной статистики по Пермскому краю отображены в таблице 4.15.1.

Таблица 4.15.1

Год

Суммарная мощность источников теплоснабжения на конец отчетного года, Гкал/ч

Удельный вес котельных мощностью до 3 Гкал/ч в суммарной мощности котельных, %

Количество котлов (энергоустановок) на конец отчетного года, единиц

всего

в том числе:

до 3

от 3 до 20

от 20 до 100

1

2

3

4

5

6

7

2009

12457,4

770,3

1550,8

4475,9

6,2

2772

2010

13815,0

759,7

1641,4

4469,1

5,5

2857

2011

13486,3

772,2

1659,3

4779,4

5,7

2766

2012

13591,4

808,8

1602,7

4848,1

6,0

2856

В 2012-2013 гг. в г. Перми введены в эксплуатацию генерирующие мощности на Пермской ТЭЦ-6 (ПГУ - 123 МВт) и Пермской ТЭЦ-9 (ГТУ - 165 МВт).

Для обеспечения надежного и эффективного энергоснабжения потребителей г. Березники в соответствии с ДПМ и схемой территориального планирования РФ в области электроэнергетики в 2015 году планируется завершение строительства и ввод в эксплуатацию Новоберезниковской ТЭЦ мощностью 230 МВт.

Система централизованного теплоснабжения г. Перми условно делится на 4 теплорайона, имеющих между собой общие точки поставки тепла. В случае возникновения внештатных (аварийных) ситуаций имеется техническая возможность переключения тепловой нагрузки потребителей, находящихся в разных теплорайонах. В целом тепловой баланс г. Перми (соотношение мощности источников и потребности в тепле) избыточен.

В настоящий момент разработана и утверждена Схема теплоснабжения г. Перми до 2027 года, основной документ, который определяет ключевые принципы развития теплосетевой инфраструктуры города на перспективу вперед. Схема теплоснабжения предусматривает реализацию ряда основных моментов. Планируется масштабная реконструкция тепловых сетей (до 40% всех эксплуатируемых трубопроводов), предполагается создание энергорезервирования в зонах теплоснабжения города, которые раньше считались проблемными. В ходе реализации Схемы будет обеспечена оптимизация тепловых сетей, том числе для подключения новых объектов жилищного строительства, а также сокращение "избыточных" сетевых активов, которые не используются или используются не полностью. В плане отпуска тепла приоритет будет отдаваться более экономичным производителям тепловой энергии (в настоящее время это источники, осуществляющие комбинированную выработку тепловой и электрической энергии - принцип когенерации).

Решения об объемах перераспределения существующих и распределении перспективных тепловых нагрузок между источниками тепловой энергии в г. Перми, определенные по принципу максимальной загрузки источников с комбинированным циклом выработки электрической и тепловой энергии, эффективным и экономичным режимами работы оборудования тепловых сетей, подтвержденные гидравлическими расчетами, представлены в таблице 4.15.2.

Таблица 4.15.2

Наименование источника

Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/ч

ТЭЦ-6

989,700

ВК-3

ТЭЦ-9

661,160

ТЭЦ-14

362,610

ВК-1

240,940

ВК-5

194,680

ТЭЦ-13

186,800

ВК-2

243,830

ВК ПГЭС Вышка-2

58,610

ВК ПГЭС Кислотные Дачи

43,640

ВК ПЗСП

28,670

ВК ПГЭС Хабаровская, 139

19,030

ВК ПГТУ

18,900

ВК НПО Искра

17,940

ВК ПГЭС Новые Ляды

17,820

ВК Голованово

16,410

ВК ПГЭС Молодежный

14,580

ВК-20

14,180

ВК ПГЭС Левшино

13,650

ВК ПГЭС ПДК

10,710

ВК НПО БИОМЕД

9,410

ВК Новомет-Пермь

8,890

ВК ПГЭС Криворожская

6,160

ВК ПГЭС Заозерье

6,150

ВК ПГЭС Лепешинской

5,430

ВК ПГЭС Г. Наумова

5,060

ВК ПГЭС Запруд

5,000

ВК ПГЭС Окуловский

3,810

ВК ПГЭС Банная гора

3,640

ВК ПГЭС Чапаевский

3,350

ВК Костычева, 9

2,650

ВК ПГЭС ДИПИ

1,860

ВК ПГЭС Каменского

1,570

ВК ПГЭС Чусовская

1,070

ВК ПГЭС Бахаревка

0,700

ВК ПГЭС Лесопарковая

0,700

ВК ПГЭС Пышминская

0,600

ВК ПГЭС Подснежник

0,240

ВК ПГЭС Брикетная

0,220

ВК ПГЭС Гор. больница

0,180

ВК ПГЭС Вышка 1

0,090

ВК ПГЭС Б. Революции

0,040

Основными источниками тепловой и электрической энергии г. Березники Пермского края являются три теплоэлектроцентрали Пермского филиала ОАО "ТГК-9": Березниковская ТЭЦ-2, Березниковская ТЭЦ-4 и Березниковская ТЭЦ-10. Теплоснабжение правобережной части города (м/р Усолье) осуществляется водогрейной котельной ВК Усолье.

Березниковские ТЭЦ-2, ТЭЦ-4, ТЭЦ-10 морально и физически устарели, оборудование имеет высокий износ и выработало ресурс, состояние зданий и сооружений, стесненность территории делают реконструкцию существующих ТЭЦ нецелесообразной. При реализации проекта Новоберезниковской ТЭЦ мощностью 230 МВт Березниковские ТЭЦ-2, 4, 10 планируются к выводу из эксплуатации.

На данном этапе вывода из работы Березниковских ТЭЦ-2, 4, 10 возникает ряд проблем, в частности, некоторые потребители тепловой энергии не имеют альтернативных источников по обеспечению тепловой энергией.

Начата разработка долгосрочной схемы теплоснабжения г. Березники, которая предусматривает, что параллельно с вводом в эксплуатацию Новоберезниковской ТЭЦ будет обновляться теплосетевая инфраструктура.

Основным источником теплоснабжения в г. Чайковском является Чайковская ТЭЦ-18 Пермского филиала ОАО "ТГК-9".

Источником теплоснабжения Пермского филиала ОАО "ТГК-9" в г. Краснокамске является Закамская ТЭЦ-5. Существующая схема теплоснабжения города морально и физически устарела и требует принципиальной модернизации. При этом основная часть активов (ЦТП и сети), нуждающихся в модернизации, находится в эксплуатации у МУП "Теплосеть г. Краснокамска". Планируется взять в аренду муниципальные сети и ЦТП для дальнейшей их модернизации с целью достижения нормативного качества поставляемых услуг теплоснабжения.

Предложения по развитию тепловых сетей, состоящих на балансе филиала ОАО "ТГК-9", на период 2014-2019 гг. представлены в таблице 4.15.3.

Таблица 4.15.3

Предложения по развитию тепловых сетей, состоящих

на балансе филиала ОАО "ТГК-9", на период 2014-2019 гг.

Населенный пункт

Привязка к улице

Источник тепла

Магистраль

Участок магистрали

Эксплуатированный диаметр, мм

Установленный диаметр, мм

Год

1

2

3

4

5

6

7

9

Пермь

Куфонина

ВК-5

М2-09

К-872 - К-877

500

600

2014

Пермь

Ласьвинская

ТЭЦ-14

М4-01

Реконструкция магистрали М4-01 (м-н Закамск)

600

700

2014-2019

Пермь

Кронштадтская

ТЭЦ-6

М2-17

ТК-52 - мкрн. Данилиха

300

300

2015

Пермь

М. Рыбалко

ТЭЦ-14

М4-10

М4-10 М.Рыбалко, Т-49-22Б - К-8-14-16

-

300

2015

Пермь

Яблочкова

ТЭЦ-6

М1-10

П-2 до ТК 1-10-7

400

400

2015

Пермь

Г. Хасана

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-01

т. 101 до К-109

800

1000

2015

Пермь

Орджоникидзе

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-01

ТК 65-9 до ТК 655-17

200

300

2015

Пермь

Звезда

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-01

ТК 55-65

400

500

2015

Пермь

Ш. Космонавтов

ТЭЦ-9

М2-04

М2-04, т. 528 до т. 528-5 (Морион)

350

250

2015

Пермь

Тимирязева

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-01

К-35-21 - К-35-19А

250/300

300/400

2015

Пермь

Советская

ТЭЦ-6

М1-20

К-655-11 - К-655-17

200

300

2015

Пермь

Калинина

ТЭЦ-14

М4-08

М4-08, К-8-14 - К8-14-8

300

400

2015

Пермь

Н.Островского

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-04

К-176 - К-177Б

500

600

2015

Пермь

Усольская

ТЭЦ-6

М1-13

ТК-106-10 до ТК-106-10-8

400

400

2015

Пермь

Подлесная

ВК-5

М2-09

К-868 до К-872

600

700

2015

Пермь

Н.Островского

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-04

ТК-173 до ТК-176

600

700

2015

Пермь

Орджоникидзе

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-01

ТК-65-7 до ТК-65-9

300

400

2015

Пермь

Старцева

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-23

М1-23 от К-22 до Т-24

700

200

2015

Пермь

Юрша

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-23

К-13 - К-13-5

250

300

2015

Пермь

Федосеева

ТЭЦ-14

М4-05

М4-05, ул. Федосеева, тк116 - тк117 с каналом через дорогу + дренаж Д 200 мм длиной 520 м (от М. Рыбалко до Кировоградской)

400

400

2015

Пермь

М. Рыбалко

ТЭЦ-14

М4-01

М. Рыбалко, тк-179 тк117-52

300

300

2015

Пермь

Лякишева

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-23

Т-3 до К-8

500

600

2016

Пермь

Волгодонская

ТЭЦ-14

М4-08

М4-08, К-8-14-16 - К-8-14-16-4

200

250

2016

Пермь

Магистральная

ТЭЦ-14

М4-01

Т-43 до Т-49

600

700

2015

Пермь

Г.Успенского

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-01

К-35-17 до К-35-21

300

400

2016

Пермь

Писарева

ТЭЦ-13

М3-01

ТК36 - ТК39

400

500

2016

Пермь

Подлесная

ВК-5

М2-09

К-877 до К-886

500

600

2016

Пермь

Г. "Звезда"

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-01

Т-28А до Т-29

700

800

2016

Пермь

Ласьвинская

ТЭЦ-14

М4-01

М 4-01 ТК-71 до ТК-80

400

500

2016

Пермь

Калинина

ТЭЦ-14

М4-08

М4-08 Калинина К-8-17-1 - К-87-7

-

200

2015

Пермь

Тимирязева

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-01

К-35 до К-35-1

250/300

300/400

2016

Пермь

Магистральная

ТЭЦ-14

М4-01

М4-01 Магистральная, П-38 - Т-43

700

700

2016

Пермь

Смирнова

ВК-2

М1-06

ВК-2 до ТК 555

600

700

2015

Пермь

Леонова

ТЭЦ-9

М2-02

К-467 до Т-472

600

700

2016

Пермь

Краснова

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-04

К-45-26 - К-176

300

400/500

2016

Пермь

Левченко

ТЭЦ-9

М2-04

М2-04 от Т-528 до К-528-5

300

200

2016

Пермь

Ласьвинская

ТЭЦ-14

М4-03

М4-03 Ласьвинская ТЭЦ-14 - Т-19-3

800

800

2015

Пермь

К.Цеткин

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-12

Т-1-4 до К-1-10

400

500

2016

Пермь

Сивашская

ТЭЦ-14

М4-04

М4-04, Сивашская, т. 138 (въезд на базу)

400

400

2016

Пермь

Магистральная

ТЭЦ-14

М4-01

К-87 до К-89

200

250

2015

Пермь

Промышленная

ТЭЦ-9

М2-01

Т-27А до П-45

500

700

2016

Пермь

Свиязева

ТЭЦ-9

М2-04

К-518 - К-520

600

700

2016

Пермь

Старцева

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-23

М1-23 от К-24 до Т-26

700

200

2016

Пермь

Мильчакова (через ш. Космонавтов)

ТЭЦ-9

М2-10

М2-10, ул. Мильчакова (через шоссе) тк 111 - тк114

500

600

2016

Пермь

Гастелло

ТЭЦ-9

М2-10

К-102 до К-107

600

700

2016

Пермь

Магистральная

ТЭЦ-14

М4-01

К-86-1 до ЦТП-5

150

200

2016

Пермь

Танкистов

ТЭЦ-9

М2-04

К-503 до К-507

700

800

2017

Пермь

Мира

ТЭЦ-9

М2-01

К-3 до К-3-3

250

400

2018

Пермь

Миргородская

ТЭЦ-14

М4-04

М4-04 от Т-138-1 до ввода в квартал

400

150

2018

Пермь

Мира

ТЭЦ-9

М2-01

М2-01 от П-33 до Т-А

700

800

2017

Пермь

Репина

ТЭЦ-13

М3-02

М3-02 от Т-7А до П-12

500

300

2017

Пермь

Орджоникидзе

ТЭЦ-9

М2-04

К-587-11 до К-587-25

200

250

2018

Пермь

С.Разина

ВК-2

М1-06

К-524-8 до К-524-13

300

400

2019

Пермь

П.Осипенко

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-01

К-31 до Т-31-4-3

600

700

2017

Пермь

Магистральная

ТЭЦ-14

М4-01

К-886-5 до ЦТП-20

150

200

2017

Пермь

Вильямса

ТЭЦ-13

М3-01

К-46 до К-48

350

400

2018

Пермь

Промышленная

ТЭЦ-9

М2-04

Т301 до Т345А

800/900

1000

2016

Пермь

Широкая

ТЭЦ-13

М3-01

К-20 до К-27

400

500

2017

Пермь

Заслонова

ТЭЦ-9

М2-01

К-21 до К-21-6

250

300

2018

Пермь

М. Толбухина

ТЭЦ-13

М3-01

К-49-9-6-2 до ЦТП-10

100

200

2019

Пермь

Г. "Звезда"

ТЭЦ-6, ВК-3

М1-01

Т-29 до К-31

700

800

2017

Пермь

Магистральная

ТЭЦ-14

М4-02

М4-02 Магистральная, П-10 - Т-16А

400

400

2017

Пермь

Орджоникидзе

ТЭЦ-9

М2-04

К-587-25 до К-587-27

100

150

2018

Пермь

М. Рыбалко

ТЭЦ-14

М4-01

ул. М. Рыбалко, тк 103-7а до тк 103-15

300

300

2019

Пермь

Мира

ТЭЦ-9

М2-01

П-51 до К-3

700

800

2017

Пермь

Крисанова

ТЭЦ-9

М2-04

К-584 до К-585

400

500

2018

Пермь

Репина

ТЭЦ-13

М3-02

М3-02 от П-12 до Т-25

300

150

2018

Краснокамск

Пушкина

ТЭЦ-5

-

Т-1А-10 до Н-5

400

400

2015

Краснокамск

Проспект Комсомольский

ТЭЦ-5

-

ТК 1-23 до ТК 1-28

300

400

2016

Краснокамск

Пушкина

ТЭЦ-5

-

Т. 1а-3 до т. 1а-10

400

500

2016

Краснокамск

Молодежная

ТЭЦ-5

-

т/с ул. Молодежная от ТК-1а-3-12-1

150

100

2019

Краснокамск

Культуры

ТЭЦ-5

-

ТК1-17 до ТК1-23

500

500

2015

Губаха

Соликамский тракт

КГРЭС-3

-

Реконструкция участка магистральной теплосети по нижней зоне

400

400

2014-2019

Губаха

-

КГРЭС-3

-

Реконструкция магистральной сети от Ц. Бойлерной до ГМЗ

600

250

2015

Чайковский

Ленина

ТЭЦ-18

-

ТК Л39/1 - ТК КЛ-2

300

300

2014

Чайковский

Ленина

ТЭЦ-18

-

ТК Л47/1 - ТК 39/1

400

400

2015

Чайковский

Ленина

ТЭЦ-18

-

ТК Л50 - ТК Л-38/2

400

400

2016

Чайковский

Ленина

ТЭЦ-18

-

ТК Л63 - ТК Л-61

400

400

2017

Чайковский

Ленина

ТЭЦ-18

-

ТК ЛКМ-2 - ТК ЛКМ-1

200

200

2014

Чайковский

Мира

ТЭЦ-18

-

ТК М39 - ТК Г34

150

150

2015

Чайковский

Ленина

ТЭЦ-18

-

ТК Л66/3 - ТК Л66

400

400

2016

Чайковский

Ленина

ТЭЦ-18

-

ТК Л65 - ТК Л-63

400

400

2017

Мероприятия, представленные в таблице 4.15.3, обеспечат устранение основных проблем в системах централизованного теплоснабжения муниципальных образований.

4.16. Рекомендации по развитию малой генерации (до 25 МВт),

в том числе на основе газотурбинных установок и на основе

использования возобновляемых источников энергии с привязкой

к конкретным территориям

Развитие малой генерации в Пермском крае, в том числе на основе возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива, является одним из перспективных направлений снижения энергодефицита и диверсификации источников энергии, которое позволяет обеспечить тепловой и электрической энергией отдаленные и труднодоступные районы.

При формировании концепции и стратегии развития малой энергетики в отдельных энергорайонах (в том числе и в Пермском крае) необходимо учитывать следующие факторы:

использование комбинации централизованного и децентрализованного энергоснабжения потребителей на базе мини-ТЭЦ с применением газопоршневых и газотурбинных энергоустановок позволяет существенно сократить инвестиции в развитие электроэнергетики (прогноз для России на период 2011-2015 годов составляет 24,3%);

применение мини-ТЭЦ позволяет сократить расходы топлива (в прогнозе для России за период 2011-2015 гг. при использовании малой генерации в объеме 78-80% от прироста производственной нагрузки расходы топлива могут быть сокращены на 8,7% от общего потребления энергетического топлива в ЕЭС);

размещение у потребителей децентрализованных источников энергии позволяет сократить резервы генерирующей мощности (прогноз по России - на 1,5%), уменьшить новые вводы распределительных сетей и существенно увеличить надежность энергоснабжения потребителей;

реализация комплексных мероприятий по развитию малой распределенной генерации позволит в совокупности заметно снизить конечные тарифы на электрическую и тепловую энергию (прогноз для России - на 16 и 44% соответственно);

большие потенциальные экономические возможности в использовании децентрализованных схем энергоснабжения объектов национальной и региональной экономики подтверждаются рядом предварительных технико-экономических исследований.

Таким образом, существует значительный природный потенциал для производства тепловой и электрической энергии в установках малой мощности. При этом создание и внедрение мини-ТЭЦ (малых электростанций) в Пермском крае позволит обеспечить надежное, устойчивое и долгосрочное энергообеспечение его экономического развития, а также будет способствовать вовлечению инновационных наукоемких технологий и оборудования в энергетическую сферу Пермского края.

В качестве ключевых следует рассмотреть следующие направления развития малой генерации в Пермском крае:

строительство энергоцентров малой генерации с использованием когенерационных установок в местах размещения крупных потребителей электрической и тепловой энергии;

строительство энергоцентров малой генерации с использованием когенерационных установок для обеспечения тепловой и электрической энергией отдаленных и труднодоступных районов;

создание собственной генерации на промышленных предприятиях (с использованием газотурбинных и газопоршневых технологий и установкой котлов-утилизаторов).

Для оценки потенциала выработки тепловой и электрической энергии объектами малой генерации и формирования проектов по их развитию следует рассмотреть возможность и целесообразность развития следующих направлений:

1) Использование солнечной энергии (для нагрева воды, электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей). Ввиду географических и климатических факторов - преимущественно в установках малой мощности, в комбинации с другими источниками энергии и резервированием.

2) Применение энергии ветра (для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей) с учетом рекомендаций по развитию ветроэнергетических установок с выработкой до 5 кВт при среднегодовой скорости ветра, не превышающей 4,5 м/с.

Примером комбинированного использования малых солнечных и ветроэнергетических установок является реализация в 2013 г. пилотного проекта Пермским государственным национальным исследовательским университетом по использованию альтернативных источников энергии для освещения территории кампуса в вечернее время суток и обеспечения аварийного электропитания дорогостоящего оборудования.

Однако стоит учитывать, что использование в Пермском крае электростанций на основе солнечной и ветровой энергии в большинстве случаев признано нецелесообразным из-за климатических условий.

3) Использование гидроэнергетического потенциала малых рек, развитие малых гидроэлектростанций (для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в течение безледного периода). Потенциальными источниками энергии для малой гидроэнергетики могут быть как водотоки, так пруды и водохранилища. По территории Пермского края протекает более 29 тысяч рек протяженностью свыше 88 тыс. км. Размещение объектов малой гидроэнергетики на водотоках ограничивается требованием перепада высот. В крае более 60 прудов объемом свыше 500 тыс. м3. Реальный интерес представляет восстановление малых ГЭС или достройка малых ГЭС на существующих прудах и водохранилищах. В Пермском крае существует 35 водохранилищ с объемом воды свыше 1 млн. м3 (без Камского и Воткинского). Их суммарный объем превышает 9000 млн. м3, что позволяет установить до 400 МВт генерирующего оборудования при регулируемом водопользовании. Стоимость восстановления или достройки малых ГЭС на существующих водохранилищах по некоторым оценкам составляет 1-2 тыс. долларов/кВт, что может представлять реальный экономический интерес при современном уровне тарифов на транспортировку электроэнергии на территории Пермского края.

В качестве примера территории для возможного размещения объекта малой гидроэнергетики можно привести поселок Велс Красновишерского муниципального района, который находится в 45 км от ближайшей линии электропередач напряжением 35 кВ. Следует отметить экономическую нецелесообразность строительства воздушной линии и подстанции 35 кВ стоимостью более 200 млн. рублей, учитывая малую численность населения в поселке (270 человек) и высокие затраты на эксплуатацию нового электросетевого объекта ввиду его удаленности от центра питания и ремонтной базы, которые находятся в городе Красновишерск на расстоянии 145 км. Предварительные расчеты с участием специалистов ЗАО "Гидротех" показывают, что на впадении реки Велс в Вишеру возможна установка мини-ГЭС мощностью до 200 кВт, что обеспечит существующие потребности поселка и развитие новых производств (деревообработка, добыча и первичная обработка мрамора).

В целях использования существующих гидротехнических сооружений на искусственных прудах, созданных в XVIII-XIX веках, для обеспечения энергией промышленных предприятий целесообразно строительство мини-ГЭС на Павловском, Очерском и Нытвенском прудах Очерского и Нытвенского муниципальных районов мощностью 500-1000 кВт.

4) Использование биоресурсов в качестве топлива для мини-ТЭЦ (отходов лесной и деревообрабатывающей промышленности, отходов сельского хозяйства, а также удобрений, твердых бытовых отходов).

Наиболее характерными примерами территориальных площадок с потенциалом строительства теплоэлектростанций на древесных отходах для электроснабжения удаленных малонаселенных районов являются поселки Лель, Луным, Верхний Будым, Жемчужный, Шордын левобережной части Гайнского муниципального района. В настоящее время электроснабжение в указанных населенных пунктах осуществляется по муниципальным воздушным линиям суммарной протяженностью 90 км. Результатом являются высокие потери электроэнергии в сетях и длительные сроки устранения аварийных ситуаций. В то же время в каждом поселке находятся деревообрабатывающие производства и при установке теплоэлектростанций на древесных отходах электрической мощностью 100 кВт и тепловой мощностью до 300 кВт будет обеспечено надежное и экономичное электроснабжение, а также решен вопрос утилизации древесных отходов, что является немаловажным экологическим аспектом.

5) Использование теплового потенциала грунтовых вод и грунтов, а также очистных сооружений и теплых сбросов для автономного теплоснабжения в системах с тепловыми насосами.

6) Создание мини-ТЭЦ на основе газотурбинных установок, газопоршневых и газодизельных агрегатов. Примерами развития данного направления являются реализованные и плановые проекты по созданию собственной генерации на промышленных предприятиях, таких как ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" (ввод 2 МВт в 2015-2016 гг.), ЗАО "Сибур-Химпром" (ввод 18 МВт в 2014-2019 гг.), ОАО "Уралкалий" (ввод по 12,9 МВт в 2011-2014 гг.), ОАО "Протон-ПМ" (ввод 6 МВт в 2016 г.) и др.

Для решения тактических задач по повышению уровня энерговооруженности Пермского края с использованием объектов малой энергетики Министерству энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Пермского края необходимо:

утвердить перечень объектов, где в ближайшей перспективе (2015-2017 годы) возможно создание опережающими темпами энергоцентров (энергообеспеченных зон) на основе современных систем автономного электроснабжения;

к моменту очередной актуализации данной Программы (третий-четвертый кварталы 2014 года):

а) выбрать не менее трех пилотных объектов для подготовки технико-экономических обоснований по внедрению устройств локального энергообеспечения (на базе возобновляемых источников энергии, газотурбинных технологий и т.д.);

б) определить и согласовать перечень наилучших доступных технологий с указанием конкретных производителей и степени готовности к практической реализации в 2015-2018 годах;

в) разработать критерии оценки применимости технологий к отдельным территориальным объектам (по мощности энергоустановок, масштабам зоны энергообеспечения и т.д.);

г) организовать подготовку технико-экономических обоснований для выбранных объектов по внедрению устройств локального энергообеспечения на базе перечня наилучших доступных технологий;

разработать Программу развития малой гидроэнергетики и иных возобновляемых источников энергии, а также создания систем автономного энергообеспечения на территории Пермского края согласно разработанным технико-экономическим обоснованиям;

предусмотреть при разработке и реализации проектов по развитию малой энергетики помимо стоимости энергетических установок следующие факторы:

стоимость обеспечивающей инфраструктуры (вода, канализация, подъездные пути и т.п.);

затраты на компенсацию экологического воздействия;

налоги, арендную плату;

эксплуатационные расходы за весь жизненный цикл;

реальную степень загрузки (наличие потребителей) с учетом сезонности, времени суток и т.д.;

влияние погоды, климата на энергетический ресурс (ВИЭ);

необходимость резервирования для обеспечения надежности и т.д.

Для развития автономного электроснабжения следует рассмотреть возможность формирования перечня наилучших доступных технологий, включающего следующие:

малая гидроэлектростанция и ветроэнергетическая установка с резервным дизель-генератором (при наличии гидрологического потенциала вблизи зоны энергообеспечения);

ветроэнергетическая установка с резервным дизель-генератором (при отсутствии гидрологического потенциала вблизи зоны энергообеспечения);

газогенераторная станция на брикетированном (пеллетированном) торфе/биомассе с газодизельным двигателем;

газогенераторная станция на брикетированном (пеллетированном) торфе/биомассе с газопоршневым двигателем и резервным дизель-генератором;

фотоэлектрическая установка в любых комбинациях с малыми гидроэлектростанциями и ветроэнергетическими установками с резервным дизель-генератором;

турбодетандерная установка на газораспределительных подстанциях для выработки электроэнергии;

топливные элементы.

При формировании перечня наилучших доступных технологий для автономного теплоснабжения малой мощности рекомендуется обратить внимание на следующие:

солнечный коллектор (для населенных пунктов без централизованного электроснабжения);

электрический теплоаккумулятор (при наличии присоединения потребителя к электрической сети и переходе на двухтарифный учет электроэнергии);

тепловой насос (при наличии присоединения потребителя к электрической сети и переходе на двухтарифный учет электроэнергии).

В качестве площадки для апробации ряда передовых технологий по развитию малой генерации в Пермском крае рекомендуется использовать инновационный территориальный кластер "Технополис "Новый Звездный". Кластер расположен на территории поселка Новые Ляды (г. Пермь), включает производственные мощности ОАО "Протон-ПМ" и ОАО "Пермский моторный завод" и объединяет в себе научно-образовательный и производственный потенциал Пермского края. Специализацией технополиса является разработка проектов по организации производства газотурбинных электростанций мощностью от 2,5 до 25 МВт и микрогазотурбинных энергетических агрегатов мощностью 100-200 кВт, не имеющих аналогов в мире, которые могут быть положены в основу создания инфраструктуры малой распределенной генерации в Пермском крае.

4.17. Критерии оценки эффективности реализации программы.

Плановые показатели на 2014-2018 годы

Эффективность реализации программы обеспечивается достижением поставленных целей и решением сформированного комплекса задач по развитию электроэнергетики Пермского края. Оценка эффективности осуществляется на основе сопоставления плановых и фактических значений показателей, характеризующих динамику и общую траекторию развития электроэнергетики в период исполнения программы. Сводный перечень целевых показателей и показателей эффективного выполнения Программы развития электроэнергетики Пермского края на 2014-2018 годы представлен в таблице 4.17.1.

В соответствии с принципами "дорожной карты", положенными в основу реализации программы, целевые показатели подлежат ежегодному уточнению с учетом изменений социально-экономического, политического, технического и технологического характера, а также прочих ключевых факторов, оказывающих влияние на функционирование энергосистемы Пермского края.

Таблица 4.17.1

N п/п

Наименование показателя

Единицы измерения

Плановые значения показателя

2014

2015

2016

2017

2018

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Изменение доли количества элементов энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети (закрытых центров питания)

%

8,52

7,35

6,18

5,01

3,85

2

Динамика изменения относительного количества отключений в электрических сетях

%

9,36

8,82

8,30

7,80

7,31

3

Объединение зоны свободного перетока "Пермь" с зоной свободного перетока "Урал"

-

Завершено

4

Динамика потребления электрической энергии в энергосистеме Пермского края и темпы ее прироста:

инерционный сценарий

млн. кВт-ч

23695,82

23588,95

23482,55

23376,63

23271,19

% <4>

0,93

0,48

0,02

-0,43

-0,88

базовый сценарий

млн. кВт-ч

24613,00

25126,00

25626,00

26601,00

27702,00

%

4,84

7,02

9,15

13,30

17,99

приближенный сценарий

млн. кВт·ч

24937,37

25478,50

25668,61

26336,52

26817,68

%

6,22

8,52

9,33

12,18

14,23

5

Динамика изменения максимальной мощности в энергосистеме Пермского края и темпы ее прироста:

базовый сценарий

МВт

3829,00

3871,00

3954,00

4129,00

4220,00

%

8,59

9,78

12,14

17,10

19,68

приближенный сценарий

МВт

3828,28

3876,37

3951,91

4116,85

4213,55

%

8,57

9,94

12,08

16,76

19,50

6

Динамика потребления тепловой энергии в энергосистеме Пермского края и темпы ее прироста:

базовый сценарий

тыс. Гкал

31872,00

32516,00

33166,00

33829,00

34560,86

%

2,44

4,51

6,60

8,73

11,09

приближенный сценарий

тыс. Гкал

32866,48

32465,59

33085,81

33725,84

34460,96

%

5,64

4,35

6,34

8,40

10,76

7

Динамика изменения энергоемкости валового регионального продукта и темпы ее прироста

т.у.т./млн. руб.

49,47

48,64

47,82

46,99

46,16

%

-1,65

-1,68

-1,69

-1,74

-1,77

8

Динамика изменения электроемкости валового регионального продукта и темпы ее прироста:

базовый сценарий

кВт·ч/тыс. руб.

29,74

29,88

30,11

30,97

32,15

%

3,47

3,97

4,78

7,77

11,86

приближенный сценарий

кВт·ч/тыс. руб.

30,13

30,30

30,16

30,66

31,12

%

4,84

5,43

4,95

6,69

8,29

9

Динамика изменения теплоемкости валового регионального продукта и темпы ее прироста:

базовый сценарий

Гкал/тыс. руб

38,51

38,67

38,97

39,39

40,11

%

1,13

1,55

2,35

3,43

5,33

приближенный сценарий

Гкал/тыс. руб

39,71

38,61

38,88

39,27

39,99

%

4,28

1,39

2,10

3,12

5,03

10

Динамика изменения электровооруженности труда в экономике и темпы ее прироста:

базовый сценарий

кВт·ч/чел.

28075,49

28771,03

29349,45

30521,36

31813,00

%

5,32

7,93

10,10

14,49

19,34

приближенный сценарий

кВт·ч/чел.

28445,50

29174,67

29398,25

30217,90

30797,45

%

6,70

9,44

10,28

13,35

15,53

11

Динамика изменения электропотребления на душу населения и темпы его прироста:

базовый сценарий

тыс. кВт·ч/чел.

9,34

9,55

9,75

10,13

10,55

%

4,84

7,14

9,45

13,68

18,39

приближенный сценарий

тыс. кВт·ч/чел.

9,46

9,68

9,77

10,03

10,21

%

6,22

8,64

9,63

12,55

14,61

12

Динамика потребления тепловой энергии на душу населения и темпы его прироста:

базовый сценарий

Гкал/чел.

12,10

12,35

12,62

12,88

13,16

%

2,45

4,63

6,89

9,09

11,46

приближенный сценарий

Гкал/чел.

12,47

12,33

12,59

12,84

13,12

%

5,64

4,47

6,64

8,76

11,14

13

Динамика использования ВИЭ и местных видов топлива (включая вторичные энергоресурсы) в энергосистеме Пермского края

%

2,98

3,17

3,36

3,54

3,73

14

Динамика изменения объемов выработки электрической энергии электростанциями и темпы их прироста

млн. кВт·ч

33188,00

30297,00

34266,00

35606,00

36643,00

%

-0,47

-9,14

2,77

6,79

9,90

15

Динамика изменения величины установленной мощности электростанций и темпы ее прироста

МВт

6766,40

7626,50

7528,50

7528,50

7522,50

%

-0,44

12,22

10,78

10,78

10,69

16

Динамика изменения резерва электрической энергии (сальдо-перетока) в энергосистеме:

базовый сценарий

млн. кВт·ч

8575,00

5171,00

8640,00

9005,00

8941,00

%

-13,08

-47,59

-12,43

-8,73

-9,37

приближенный сценарий

млн. кВт·ч

8250,63

4818,50

8597,39

9269,48

9825,32

%

-16,37

-51,16

-12,86

-6,05

-0,41

17

Динамика изменения резерва электрической мощности (сальдо-перетока) в энергосистеме:

базовый сценарий

МВт

2937,40

3755,50

3574,50

3399,50

3302,50

%

-10,17

14,85

9,31

3,96

0,99

приближенный сценарий

МВт

2938,12

3750,13

3576,59

3411,65

3308,95

%

-10,15

14,68

9,38

4,33

1,19

18

Динамика изменения объемов производства электроэнергии когенерационными установками и темпы их прироста

тыс. кВт·ч

147911,79

149700,40

151249,76

152616,40

153838,89

%

1,45

2,68

3,74

4,68

5,52

19

Динамика изменения объемов производства тепловой энергии когенерационными установками и темпы их прироста

Гкал

26117,40

27130,21

28007,55

28781,42

29473,67

%

4,81

8,87

12,39

15,50

18,28

20

Динамика изменения потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе

млн. м3

8878,80

8608,65

8561,88

9964,40

9872,60

%

2,77

-0,36

-0,90

15,33

14,27

21

Динамика изменения мощности действующих ТЭС, переведенных на парогазовый цикл

%

10,46

10,51

22,83

23,13

23,13